Способ шахтной разработки нефтяной залежи Советский патент 1982 года по МПК E21B43/24 

(54) СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ ПЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способу термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности. Наиболее эффективно настояшее изобретение может быть использовано при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и подвижными (текучими) битумами. В настояш,ее время такие месторождения не могут быть эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осушествляется скважинами, пробуренными с поверхнветями земли, достигаемая нефтеотдача мала. Известен способ тер.мошахтной добычи нефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. .С забоев эксплуатационных скважин нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом 1. Недостатком способа является невысокая эффективность процесса термошахтной добычи нефти в связи с низким охватом пласта процессом вытес.нения. Известен также способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами 2. Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта, связаннйя с неполным охватом его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи пласта, за счет увеличения охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины. Достигается поставленная цель, тем, что отбор нефти осуш,ествляют до выравнивания параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Сущность способа заключается в следующем. Закачка пара в пласт сопровождается постепенным повышением степени сухости и удельного объема пара в пористой среде, Изменение степени сухости и удельного объема пара происходит следующим образом. Степень сухости влажного пара есть относительное содержание паровой фазы в двухфазной системе, состоящей из насыщенного пара и находящейся с ним в равновесии жидкости X Y2 Y -Ь Y2, где Y - масса жидкой фазы; Y - масса паровой фазы. Удельный объем влажного пара V (1-х) у1 + XV, где V,,V - удельные объемы насыщенного пара и находящейся с ним в равновесе жидкости. Состояние равновесия влажного пара определяется двумя параметрами, в качестве которых может быть выбрана любая пара переменных: давление Р, температура Т, удельный объем V, степень сухости X, кроме давления и температуры, которые не являются независимыми. При постоянных давлениях Р и температуре Т происходит постепенная конденсацй я пара (уменьшается паровая фаза - и увеличивается жидкая фаза V), т. е. уменьшается объем единицы веса рабочего тела. Постепенное повышение степени сухости (X) и удельного объема пара V происходит по сравнению с параметрами X,V пара, которые были в пористой среде в нефтеносном пласте в зоне эксплуатационной скважины Б момент прорыва пара в эксплуатационную скважину. В этот момент параметры пара в указанном месте оказываются существенно сниженными по сравнению с участками пласта в зоне нагнетательных скважин, поскольку процесс вытеснения нефти сопровождается интенсивным теплообменом при относительно малых скоростях перемещения. Максимального значения эти параметры достигнут тогда, когда состояние пара в эксплуатационных скважинах окажется таким же как в нагнетательных. Последующее прекращение отбора нефти или подачи пара, приводящие к конденсации его в пористой среде, вызовет тем большее увеличение притока нефти к зоне конденсации пара, чем больщее значение имели параметры пара до начала его конденсации. Достижение в эксплуатационных скважинах параметров пара, равных или близких к параметрам пара в нагнетательных скважинах становится возможным в связи с тем, что при термощахтной разработке нефтеносные пласты разбуривают плотной сеткой скважин с расстояниями между ними около 10-25 м. Более того, представляется возможность бурить пологонаклонные и горизонтальные нагнетательные или эксплуатационные скважины непосредственно в нефтеносном пласте. Степень вскрытия пласта существенно повышается. Первоначально пар вытесняет нефть в пласте из высЬкопроницаемых зон, каналов, каверн и трещин. При конденсации пара в пласте создаются дополнительные перепады давления, способствующие вытеснению нефти из более плотных, менее проницаемых участков нефтеносного пласта или блоков . породы в указанные каналы, каверны и трещины. При этом теплоноситель за счет фазового перехода интенсивно отдает тепло, породе пласта, понижая вязкость.содержащейся в ней нефти или поддерживая достигнутую при предварительном разогреве нефтеносного пласта текучесть нефти. За счет перепада давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами нефть вытесняют в эксплуатационные скважины, а при конденсации следующих порций пара охватываются вытеснением все новые участки нефтеносного пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи. Особенно эффективно процесс вытеснения протекает тогда, когда параметры состояния пара перед конденсацией близки к начальным. После прорыва пара в эксплуатационные скважины добыча нефти из них естественно снижается. Тем не менее производят отбор нефти с паром с тем конденсатом, который уже образовался в пласте в ходе вытеснения нефти, т. е. осуществляют продувку пласта, повышая параметры состояния выходяшего пара X и V. При продувке теряется определенное количество пара, но поскольку расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами при термической разработке небольшие (10-20 м), процесс восстановления параметров состояния пара X, V происходит очень быстро (несколько минут). В некоторых случаях возможно, что повышение параметров состояния выходящего пара будет осуществляться без вытеснения нефти. Тепловые потери при этом в силу отмеченного выше положения будут незначительными. Способ осуществляется следующим образом. Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себя подъемный и вентиляционный щахтные стволы, околоствольные выработки, штреки и рабочие галереи. Из указанных рабочих галерей бурят нагнетательные и эксплуатационные скважины. Нагнетательные и эксплуатационные скважины могут быть пробурены из одних и тех же рабочих галерей. Существо способа не изменяется, если нагнетание пара и отбор нефти будут осуществляться из различных рабочих галерей, расположенных на различных уровнях. Например, когда закачку пара производят из горных выработок, расположенных выще эксплуатационной галереи. Эксплуатационную галерею размещают в нефтеносном пласте (как правило в средней или нижней частях пласта) или ниже его.Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт циклически закачивают пар для равномерного распределения его по всему объему пласта и вытеснения нефти в эксплуатационные скважины к рабочей галерее.

Из эксплуатационных скважин разделенных на группы производят циклический отбор нефти в рабочую галерею. Нефть вытесняют из пласта паром до тех пор, пока не произойдет прорыв пара в эксплуатационные скважины. После этого эксплуатационные скважины не закрывают, как в известных способах, а осуществляют прокачку пара в пласте, удаляя из него конденсат, образовавщийся в ходе вытеснения нефти, и повыщая параметры состояния выходящего пара, прежде всего степень сухости пара и удельный объем.

Когда параметры пара в эксплуатационных скважинах окажутся такими же, как и в нагнетательных, эксплуатационные скважины закрывают.

За счет потерь тепла через кровлю и подощву нефтеносного пласта и уноса тепла с добываемой жидкостью происходит изменение параметров пара, пар конденсируется. В зоне конденсации снижается давление, освобождается объем и нефть из окружающих зон притекает в зону конденсации. При конденсации пара в крупных порах, а также в кавернах и трещинах за счет дополнительных местных перепадов давления создаются благоприятные условия для притока нефти из мелких пор нефтеносного пласта и его участков с ухудшенной проницаемостью.

Благодаря тому, что конденсируется пар с предварительно повышенными состояниями параметров происходит интесивный приток нефти из отдельных участков, что увеличивает охват пласта вытеснением.

После полной конденсации пара и выравнивания давления в пласте осуществляют очередной цикл отбора нефти. Нефть потоком теплоносителя уносится в эксплуатационные скважины, в первую очередь, из зон повышенной проницаемости, каверн и трещин, куда она поступила из зон ухудшенной проницаемости.

При последующих циклах отбора нефти линии тока (трассы движения) пара расширяются, в результате чего увеличивается охват вытеснением и возрастает эффект от перекачки пара. Нефть из эксплуатационных скважин поступает в рабочие галереи откуда ее по закрытой системе сбора подают на поверхность, предварительно отделив ее от 5 горячей воды, которая используется на технологические нужды. Циклы закачки пара в пласт и отбора из них не одинаковы. Закачка пара в пласт более продолжительна. После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и

бурения нагнетательных и эксплуатационных скважин способ осуществляют реализацией следующих операций.

Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт под давлением от 1 до 20 кгс/см

5 закачивают теплоноситель с интервалами времени от 10 до 30 суток с остановками такой же продолжительности.

Для данного случая интервал времени закачки пара 15 суток, время остановки 15 суток, давление нагнетания 3 кг/см. Все нагнетательные скважины разделяют на две группы, закачку пара в каждую из которых осуществляют поочередно с указанными выше интервалами времени закачки пара и остановки нагнетательных скважин.

5 Осуществляют отбор жидкости (нефти и воды) из эксплуатационных скважин.

После промыва пара в эксплуатационные скважины осуществляют прокачку пара в пласте до тех пор, пока параметры пара (степень сухости и удельный объем) в экс0 плуатационных скважинах не станут равными или близкими к параметрам пара в нагнетательных скважинах, для чего на эксплуатационных скважинах устанавливают регуляторы отбора, позволяющие закрывать эксплуатационные скважины по достижении указанных параметров.

Циклы закачки в пласт теплоносителя и отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин повторяют до экономически целесообразной выработки запасов

0 нефти с разрабатываемого участка.

Цикл отбора нефти из эксплуатационных скважин состоит из времени работы скважины и времени ее остановки. Время работы эксплуатационных скважин уже в первый цикл определяется пуском их в работу и

остановкой после выравнивания параметров пара в эксплуатационной и нагнетательной скважинах.

Для оценки эффективности предлагаемого способа термошахтной добычи нефти

0 проведем его сопоставление с известным способом. В обоих случаях закачивается пар одинаковых параметров степень сухости 0,2; давление нагнетание 3 кгс/см. В известном способе эксплуатационные скважины отключаются при степени сухости пара 0,1 в предлагаемом способе при 0,2.

По диаграмме состояния пара для 3 кгс/см при степени сухости 0,1 удельный

объем пара равен 0,06 , при степени сухости 0,2-0,12 .

В обоих случаях при полной конденсации 1 кг пара занимаемый конденсатом объем равен 0,001 м. При степени сухости пара 0,2 разность удельных объемов равна 0,119 м/кг, при степени сухости пара равна 0,059 мз/кг.

Разность удельных объемов при степени сухости 0,1 и 0,2 равна 0,06. Коэффициент охвата пласта вытеснением в этом случае повышается от 0,63 до 0,69. Коэффициент вытеснения соответственно составит 0,70 и 0,71, а достигаемая нефтеотдача 0,63-0,7 0,44 и 0,71-0,69 0,49.

Расчет представлен в таблице 1.

Таким образом, применение способа в описанных условиях дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Предлагаемый способ может быть использован для.добычи подвижных (текучих) битумов. Расход пара в предлагаемом способе выше, но выше и достигаемая нефтеотдача. В рассмотренном примере показано, что применение предлагаемого способа дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Расход же пара выше, но не на много. Расчеты за один и тот же срок (5 лет) показывают, что удельные расходы пара, т. е. количество пара на добычу одной тонны нефти, в обоих случаях одинаковы и составляют 2,5 т/т. Формула изобретения Способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключаюшийся в вытеснении нефти из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скваЖины и циклического отбора нефти экcплyaтaциoнным скважинами, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины, отбор нефти осушествляют до выравнивания параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Мишаков В. Н. и др. Опыт применения тепловых методов шахтной разработке месторождений высоковязких нефтей. «Нефтяное хозяйство, № 10, 1974, с. 31-35. 2.Авторское свидетельство СССР № 468529, кл. Е 21 В 43/24, 13.03.72.