СПОСОБ ДОБЫЧИ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ
METHOD OF ULTRAVISCOUS OIL RECOVERY

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно, к способам добычи углеводородов скважинными методами со вскрытием пласта горизонтальными каналами с тепловым воздействием на него и может быть использовано для добычи сверхвязкой нефти и природных битумов.
Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент РФ №2246001, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №4 от 10.02.2005 г.), включающий строительство двухустьевой скважины, горизонтальная перфорированная часть которой проходит по пласту, а устьевые участки соединяют наземным участком в виде дугообразного трубопровода с образованием замкнутого канала, внутри которого помещают дополнительную колонну труб, внутри которой размещают замкнутый тяговый элемент с поршнями, приводимый в движение наземным приводом. В основу способа положена задача повышения эффективности системы за счет реализации процесса непрерывного глубинного насосного вытеснения нефти в равнопроходном замкнутом гидравлическом канале.
Залежи высоковязких нефтей и битумов, залегая на небольших глубинах, характеризуются низкими пластовыми давлениями, высокой вязкостью и малой подвижностью продукции в пласте. Для осуществления предлагаемого способа необходимо построить сложное, дорогое и разовое техническое сооружение, заключающееся в строительстве скважины по заданной замкнутой траектории и громоздкой наземной части для привода и системы приема продукции. Без применения дополнительных технологических приемов продукция не будет поступать из пласта в перфорированную часть скважины в достаточном количестве. В этих условиях эффективность способа не может быть высокой.
Наиболее близким является способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент РФ №2060377, Е21В 43/24, 7/04, 21/00, опубл. Бюл. №14 от 20.05.1996 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий строительство вертикального шахтного ствола, сверху закрытого герметичной крышкой, вскрывающего продуктивный пласт на всю его мощность, сооружение подземной рабочей камеры, изолированной от рудничной атмосферы, бурение с дневной поверхности горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в два яруса, устья которых находятся в подземной рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость в виде подъемных скважин и откачку на дневную поверхность эрлифтными подъемниками.
Недостатком способа является то, что строить технически сложные, дорогие и разовые сооружения на месторождениях сверхвязких нефтей и природных битумов, расположенных под обрабатываемыми землями и населенными пунктами на глубинах 40-250 метров, имеющих небольшие мощности пластов, пластовые давления и запасы, не всегда экономически целесообразно. Строительно-монтажные работы с применением сложных металлоконструкций для рабочей подземной камеры диаметром 20-30 метров, большого количества железобетона, обсадных труб, насосно-компрессорных труб повысит себестоимость строительства. Кроме этого при откачке продукции эрлифтными подъемниками не исключаются условия для образования стойких эмульсий, что потребует дополнительных затрат на ее дальнейшую подготовку. Разбуривание пласта горизонтальными скважинами с поверхности с применением обсадных труб и подъемом выбуренной породы на поверхность за счет циркуляции промывочной жидкости повлечет загрязнение зоны пласта и усложнит освоение этих скважин впоследствии. Невозможно применять гибкие технологии воздействия на пласт без переналадки подземного оборудования. После полной выработки запасов залежи проблематично утилизировать скважину с соблюдением экологических требований. Все это снижает эффективность применения известного технического предложения.
Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи сверхвязкой нефти за счет уменьшения отводимых для этих целей сельскохозяйственных земель, сроков строительства скважины и себестоимости, возможности применения эффективных технологий воздействия на пласт через горизонтальные скважины без переналадки оборудования, увеличения дебита, уменьшения общего количества насосов, исследования, обслуживания и ремонта горизонтальных скважин и насосов с применением поверхностного оборудования, предварительной подготовки продукции в подземной емкости с использованием эффективных методов и применения для ее откачки высокопроизводительных современных насосов.
Поставленная задача решается способом добычи сверхвязкой нефти, включающим строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины горизонтальными скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность.
Новым является то, что строят вертикальную скважину до проектной глубины из блочных цилиндрических колец с предварительно изготовленными на них технологическими отверстиями и закладными элементами с контрольным монтажом и демонтажом необходимых устройств, соединяя их между собой жестко и герметично на поверхности и наращивая сверху вниз через направляющий кондуктор под весом, с одновременной выемкой породы с торцевой внутренней площади, причем нижний торец первого цилиндрического кольца снабжают кольцевым ножом, а технологические отверстия снятых выступающих устройств временно герметизируют, закольцевые пространства выше кровли и ниже подошвы пласта герметизируют, вскрывают пласт из вертикальной скважины согласно проекту горизонтальными скважинами в виде перфорированных труб, снабженных фильтрами, центраторами и торцевыми наконечниками с соплами, методом их вдавливания через центральные направляющие каналы горизонтальных кондукторов, герметично соединенных со стенками вертикальной скважины и снабженных фильтрами и камерами, соединенными через дистанционно управляемые задвижки, верхние и нижние коллекторы соответственно с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединены через дистанционно управляемые задвижки, верхние и нижние коллекторы соответственно с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через верхний коллектор, дистанционно управляемые задвижки, перфорированные трубы и камеры горизонтальных кондукторов при закрытых остальных задвижках, сбор продукции в подземную емкость осуществляют через перфорированные трубы и камеры горизонтальных кондукторов, дистанционно управляемые задвижки и нижний коллектор при закрытых остальных задвижках, а для откачки продукции применяют любые известные насосы, способные эффективно работать в этих условиях.
Новым является то, что расстояния между рядами горизонтальных скважин по вертикали и их количество определяют в зависимости от мощности пласта и принятой технологии добычи, каждую скважину ряда соединяют через дистанционно управляемую задвижку и верхний коллектор с паропроводом, а через дистанционно управляемую задвижку и нижний коллектор - с подземной емкостью, которые могут быть как нагнетательными, так и добывающими.
Новым является то, что перед вдавливанием перфорированной трубы в пласт в ее центральный канал помещают герметизирующую эластичную съемную оболочку, в процессе вдавливания внутрь него подают горячий растворитель на углеводородной основе, а после вдавливания затрубный торцевой участок горизонтального кондуктора герметизируют.
Новым является то, что подачу теплоносителя в горизонтальные скважины при помощи верхних коллекторов и дистанционно управляемых задвижек осуществляют через часть перфорированных труб и/или камер горизонтальных кондукторов, периодически меняя их сочетание при помощи дистанционно управляемых задвижек согласно технологическому режиму эксплуатации, при этом другие перфорированные трубы и/или камеры горизонтальных кондукторов изолированы или через дистанционно управляемые задвижки и нижние коллекторы сообщены с подземной емкостью.
Новым является то, что продукция пласта из горизонтальных скважин поступает в подземную емкость через дистанционно управляемые задвижки и нижние коллекторы из части перфорированных труб и/или камер горизонтальных кондукторов, периодически меняя их сочетание при помощи дистанционно управляемых задвижек согласно технологическому режиму эксплуатации, при этом другие перфорированные трубы и/или камеры горизонтальных кондукторов изолированы или через дистанционно управляемые задвижки и коллекторы сообщены с паропроводом.
Новым является то, что при эксплуатации горизонтальных скважин геофизические исследования, обслуживание и ремонт выполняют с применением поверхностного оборудования с гибким рукавом с необходимым набором приборов и инструментов через герметизируемые центральные каналы, с одновременным сбором продукции через дистанционно управляемые задвижки и нижний коллектор в подземной емкости.
Новым является то, что насосы для откачки продукции размещают в дополнительной герметичной вертикальной скважине, снабженной в перфорированной зоне подземной емкости фильтром и соединенной с системой улавливания легких фракций.
На фиг.1 приведена схема строительства вертикальной скважины.
На фиг.2 - фрагмент цилиндрического железобетонного кольца с кольцевым ножом по выноске А фиг.1.
На фиг.3 - фрагмент соединения цилиндрических железобетонных колец с закладными элементами по выноске Б фиг.1.
На фиг.4 приведена общая схема размещения оборудования в скважине (элементы других горизонтальных скважин на заднем плане между коллекторами условно не показаны).
На фиг.5 - разрез В-В по фиг.4.
На фиг.6 - схема строительства горизонтальной скважины.
На фиг.7 - фрагмент перфорированной трубы горизонтально скважины с фильтром, эластичной съемной оболочкой и наконечником по выноске Г фиг.6.
На фиг.8 - фрагмент коллектора системы очистки емкости по выноске Д фиг.4.
Способ добычи сверхвязкой нефти (далее нефти) осуществляют следующим образом. По проекту изготавливают все оборудование для строительства скважины и производят предварительную сборку и разборку основных элементов конструкции на поверхности. Для обсаживания вертикальной скважины применяют цилиндрические железобетонные кольца (кольца), способные работать в этих условиях. Технологические отверстия (не показаны) на кольцах снятых выступающих устройств временно герметизируют. Для вертикальной скважины строят направляющий кондуктор 1 (фиг.1) с проходным диаметром для колец 2 и высотой более диаметра вертикальной скважины. Диаметр колец определяют проектом, и он может быть 2-6 метров. Грузоподъемным устройством (не показано) вводят первое кольцо 2 с кольцевым ножом 3 (фиг.2) в направляющий кондуктор 1 (фиг.1), причем высота кольца 2 больше высоты кондуктора 1. Далее вынимают породу с внутренней торцевой площади кольца 2, например, грейфером (не показан), которое под собственным весом начинает опускаться вниз. Затем устанавливают следующее кольцо 2, предварительно поместив герметизирующий состав 4 (фиг.3) в стык их сопряжения и жестко соединяют между собой, например, сваркой закладных элементов 5 по периметру. В качестве герметизирующего состава можно применять цементный раствор. Таким же образом наращивают последующие кольца 2 сверху вниз через кондуктор 1 до проектной глубины вертикальной скважины 6 (фиг.1). Для уменьшения трения колец 2 о породу применяют известные методы и вещества, например тиксотронный раствор на основе специальных глин. Затем цементируют закольцевые пространства выше кровли 7 (фиг.4) и ниже подошвы 8 пласта 9. Закрывают нижнюю часть вертикальной скважины на уровне подошвы 8 пласта 9 горизонтальной герметичной теплоизолированной крышкой 10 (крышка), образуя емкость 11 для сбора продукции. В крышке 9 предусматривают герметично закрываемый вход для монтажа и обвязки элементов оборудования в емкости 11 (не показан). Сверху вертикальную скважину закрывают герметичной камерой 12 с полом 13, в которой впоследствии размещают рабочий лифт, систему вентиляции и другое необходимое оборудование (не показаны). Строят дополнительную герметичную скважину 14 с углублением 15 от забоя вертикальной скважины и перфорированным участком 16 в зоне подземной емкости 11. В емкости 11 монтируют перфорированный коллектор 17 с трубопроводом 18, которую через дистанционно управляемую задвижку 19 (задвижка) сообщают с паропроводом 20.
Количество необходимых горизонтальных скважин 21 определяют проектом с учетом мощности пласта и принятой технологией добычи. Их количество может быть более 16 в одном сечении и несколько рядов по высоте. Строительство горизонтальных скважин 21 поясним на примере строительства одной из них. Открывают (снимают заглушку) технологическое отверстие (не показан) на стенке кольца 2 и горизонтально разбуривают пласт 9 на глубину до 20 метров известными средствами, например шнеком. В образовавшуюся полость 22 помещают горизонтальный кондуктор 23, включающий центральный направляющий канал 24 в виде трубы, по торцам 25 и 26 соединенной с наружной оболочкой 27 в виде перфорированной трубы большего диаметра с противопесочным фильтром 28 (фильтр), образуя кольцевую камеру 29 (камера), причем на торце 25 выполняют отверстия (не показаны). Оболочку 27 герметично соединяют со стенкой вертикальной скважины 6. Далее камеру 29 через задвижки 19 соединяют с верхним 30 и нижним 31 коллекторами, которые сообщены соответственно с паропроводом 20 и емкостью 11. В направляющий канал 24 горизонтального кондуктора 21 вводят через толкающее устройство 32 перфорированную трубу 33 (фиг.6), снабженную фильтрами 34, центраторами 35 и торцевым наконечником 36 с соплами 37, поместив в ее центральный канал 38 герметизирующую эластичную съемную оболочку 39 (оболочка), которая закрывает ее перфорированные участки в процессе вдавливания в пласт 9. Для уменьшения сопротивлений при вдавливании перфорированной трубы 33 в нее подают через гибкий рукав 40 наземного оборудования (не показан) и муфту 41 горячий растворитель на углеводородной основе (растворитель), который, вытекая из сопел 37 (фиг.7) наконечника 36, нагревает контактирующую породу пласта 9 (пропитанный сверхвязкой нефтью песок) и уменьшает ее вязкость, создавая эффект смазывания. При этом оболочка 39 под действием давления растворителя герметизирует перфорированные участки трубы 33. В дальнейшем растворитель через камеру 29 (фиг.6) кондуктора 21, задвижку 19, коллектор 31 и трубу 42 попадает в емкость 11. Длина вдавливания труб 33 в пласт 9 должна быть максимальной по техническим возможностям применяемого для этого оборудования и может составлять 700 метров и более, а их перфорированные участки с фильтрами 34 - начиная с расстояния более 25 метров от скважины. Диаметры труб 33 и оболочки 27 горизонтального кондуктора 21 определяют расчетом, и они могут быть порядка соответственно 60 и 100 мм. После достижения проектной длины горизонтальной скважины 21 оболочку 39 убирают или частично оставляют, герметизируют сопряжение с кондуктором 23 (фиг.4), центральный канал 38 соединяют через задвижки 19 с верхним 30 и нижним 31 коллекторами и закрывают равнопроходной задвижкой 43. При ее дальнейшей эксплуатации перемещением оболочки 39 можно регулировать подачу пара на разные участки пласта 9 или вести отбор продукции с его различных участков. Изготавливают оболочку из эластичного материала, например из силиконовой резины, которая может работать при температурах 300°С. Участок 44 после горизонтального кондуктора герметизируют известным способом, например цементируют. Это нужно для того, чтобы закачиваемый в трубы 33 пар не прорывался к вертикальной скважине 6. Труба 33 и горизонтальный кондуктор 23 могут быть как составными, так и сплошными (гибкими), а их материал - металл или неметалл, способный работать в условиях пласта. Сопряжения выходных концов труб 33 с кондуктором 23 и стенкой скважины герметизируют известными способами. Центральный канал 38 трубы 33 через задвижки 19 соединяют с верхним 30 и нижним 31 коллекторами, которые сообщают соответственно с паропроводом 20 и емкостью 11. Таким же образом строят остальные горизонтальные скважины.
Арматуры устьев горизонтальных скважин 21, коллекторы 30 и 31, задвижки 19 и 43, герметичную камеру 12 и другие трубопроводы теплоизолируют (не показаны). Монтаж оборудования в вертикальной скважине 6 производят с использованием рабочего лифта (не показан) и соблюдением правил техники безопасности. Рабочий персонал обеспечивают средствами индивидуальной защиты для работы в этих условиях.
Геофизические исследования, обслуживание и ремонт горизонтальных скважин 21 выполняют с применением известного поверхностного оборудования с гибким рукавом с необходимым набором приборов и инструментов, с одновременным сбором продукции через задвижки 19 и нижний коллектор 31 в подземной емкости 11.
Насос 45 для откачки нефти выбирают для каждого конкретного случая с учетом его вязкости, температуры, наличия механических примесей и т.д. Могут применяться штанговые глубинно-насосные установки, погружные электроцентробежные насосные установки, винтовые насосы и т.д. Монтаж, обслуживание и демонтаж этих насосов производят в дополнительной скважине 14 с поверхности применением известных технологических приемов и оборудования. Внутреннюю полость скважины 14 сообщают через трубопровод 46 с системой улавливания легких фракций (не показана). Для откачки с нижней части емкости воды могут применить дополнительные насосы. Устье дополнительной скважины 14 теплоизолируют и можно закрыть съемной камерой 47.
Для добычи нефти применяют технологию парогравитационного дренирования с закачкой в пласт перегретого пара с температурой порядка 250°С. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. Движения пара в пласт 9 и продукции в подземную емкость 11 в общем случае поясняется на примере работы одной горизонтальной скважины 21. Через паропровод 20, верхний коллектор 30, задвижки 19, камеру 29 и скважину 21 пар поступает в пласт 9 и прогревает его. При этом все другие задвижки закрыты. Сбор продукции в подземную емкость 11 осуществляют через скважину 21, камеру 29, задвижки 19 и коллектор 31. При этом все другие задвижки закрыты. Возможны другие варианты. Пар из коллектора 30, задвижку 19 и камеру 29 поступает в пласт 9, а продукция из скважины 21, задвижку 19 и коллектор 31 - в емкость 11. При этом все другие задвижки закрыты. Пар из коллектора 30, задвижку 19 и скважину 21 поступает в пласт 9, а продукция из камеры 29, задвижку 19 и коллектор 31 - в емкость 11. При этом все другие задвижки закрыты.
Совместную работу всех горизонтальных скважин осуществляют следующим образом. Подачу пара в горизонтальные скважины 21 при помощи верхних коллекторов 30 и задвижек 19 осуществляют через часть перфорированных труб 33 и/или камер 29 горизонтальных кондукторов 23, периодически меняя их сочетание при помощи задвижек 19 согласно технологическому режиму добычи, при этом другие перфорированные трубы 33 и/или камеры 29 горизонтальных кондукторов 23 изолируют или через нижние коллекторы 31 и задвижки 19 сообщают с емкостью 11. Продукция пласта 9 из горизонтальных скважин 21 поступает в емкость 11 через задвижки 19 и нижние коллекторы 31 из части перфорированных труб 33 и/или камер 29 горизонтальных кондукторов 23, периодически меняя их сочетание при помощи задвижек 19 согласно технологическому режиму добычи, при этом другие перфорированные трубы 33 и/или камеры 29 горизонтальных кондукторов 23 изолируют или через задвижки 19 и коллекторы 30 сообщают с паропроводом 20.
На первом этапе эксплуатации залежи пар закачивают расчетное время через паропровод 20, верхние коллекторы 30 при открытых верхних задвижках 19 во все горизонтальные скважины 21 для более полного прогрева пласта 9. В это время нижние задвижки 19, сообщающие их через нижние коллекторы 31 с емкостью 11, закрыты. После достаточного прогрева пласта 9 открывают нижние задвижки 19, сообщающие камеры 29 через коллектор 31 с емкостью 11, а подачу пара в трубы 33 продолжают. В гравитационном режиме и под действием пластового давления продукция в виде нефти с водой попадает через фильтры 28, камеры 29 и коллектор 31 в емкость 11. В емкости 11 нефть всплывает в воде вверх, механические примеси опадают вниз, а легкие фракции через полость дополнительной скважины 14 и трубопровод 47 поступают в систему их улавливания (не показана), т.е. происходит первичная стадия подготовки продукции. Для ускорения этого процесса можно использовать известные методы и химические реагенты. В зависимости от применяемого технологического режима эксплуатации пласта горизонтальные скважины в горизонтальном сечении и вертикальных рядах могут быть как паронагнетательными, так и эксплуатационными. Например, в верхний ряд всех скважин (или в часть их) закачивают пар, а с нижнего ряда всех скважин (или из части) ведут добычу продукции. В зависимости от принятой технологии эксплуатации пласта могут быть любые варианты совместной эксплуатации горизонтальных скважин. Для интенсификации добычи возможно применение химических реагентов и растворителей. Из емкости 11 продукция поступает в дополнительную скважину 14, и ее откачивают на поверхность насосами 45. В перфорированной части 16 дополнительной скважины 14 можно установить противопесочный фильтр.
Для очистки емкости 11 через паропровод 20, коллектор 30, задвижку 19, трубу 18 в коллектор 17 подают пар, который, выходя из перфорированных отверстий 48 (фиг.8), смешивает механические примеси с водой, образуя пульпу, которую откачивают на поверхность насосом.
Оборудование выполняют во взрывозащищенном быстросборном модульном исполнении, снабжают приборами безопасности, контроля и видеонаблюдения.
Управление технологическими процессами осуществляет оператор с дневной поверхности. После полной выработки залежи съемное оборудование скважины демонтируют, зону пласта герметизируют, при необходимости ее промывают и используют для других целей или засыпают. Во всех случаях обеспечивают экологические требования.
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа добычи сверхвязкой нефти заключается в следующем. Изготовление конструктивных блоков и элементов вертикальной и горизонтальных скважин по проекту на поверхности и их предварительная сборка разборка уменьшают срок, себестоимость дальнейшего строительства и повышает его качество. Значительно уменьшаются площади отводимых для этих целей сельскохозяйственных земель. Несложная схема строительства вертикальной скважины с применением кондуктора для направления цилиндрических колец при их наращивании сверху вниз, жесткое соединение и герметизация их торцевых стыков на поверхности, использование собственного веса на кольцевой нож и известных приемов уменьшения трения колец о породу, а также использование для выемки породы грейфера или других эффективных технологий упрощают строительство. Строительство горизонтальных скважин методом вдавливания через направляющие кондукторов без выемки породы, подача при этом горячего растворителя на углеводородной основе для уменьшения сопротивлений, возможность регулирования эластичной оболочкой подачу пара на ее различные участки или отбора продукции с ее различных участков, а также рациональное использование скважин по гибким эффективным технологиям добычи без переналадки оборудования и значительное увеличения дебита также снижают себестоимость строительства и повышают эффективность добычи. Монтаж и обслуживание насосов с поверхности с применением известных приемов и оборудования, как на обычных скважинах, их эксплуатация в более благоприятных условиях, чем, например, в горизонтальных скважинах, снижают эксплуатационные расходы. Появляется возможность эффективно прогревать пласт с наименьшими потерями тепла закачиваемого пара, собирать продукцию в подземную емкость с большой площади, где происходит ее первичная подготовка, отводить легкие фракции в систему их сбора. Снижается общее количество применяемой насосной техники, и появляется возможность применения высокопроизводительных эффективных насосов. Способ позволяет вскрывать продуктивный пласт с минимальным на него воздействием, применять в зависимости от стадии разработки месторождения различные технологические приемы воздействия на пласт без переналадки оборудования и вести рациональный отбор продукции с различных участков пласта. То что горизонтальные, дополнительная скважины и кольцевые камеры горизонтальных кондукторов снабжены противопесочными фильтрами, исключающими вынос механических примесей, подземная емкость сообщена с системой улавливания легких фракций, а первичная подготовка продукции происходит под землей с использованием для ускорения этого процесса известных эффективных методов и исключены условия для образования стойких эмульсий при ее откачке, уменьшает затраты на общую ее подготовку на поверхности, которая в некоторых случаях может достигать до 60% от общих затрат на добычу. Геофизические исследования, обслуживание и ремонт горизонтальных скважин выполняют с применением известного поверхностного оборудования с гибким рукавом. Управление технологическим процессом добычи нефти осуществляют с поверхности дистанционно по заданной программе и в автоматическом режиме. Решаются вопросы безопасности и экологии.
3
Приводим некоторые оценочные параметры добычи сверхвязкой нефти предлагаемым способом. Исходные данные: длина горизонтальных скважин - 700+700 м, мощность пласта - 20 м, нефтенасыщенность - 10% (может быть значительно больше), извлечение - 90%, скважина работает 365 дней в году, средний дебит по нефти, при применении парогравитационного режима воздействия на пласт, существующих двухустьевых скважин на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти - (15-20) т/сут (горизонтальная скважина проложена около 300 м по пласту), плотность нефти - 0,9 т/м (может быть больше), количество горизонтальных скважин - 2 ряда × 16 скв. = 32 скв. (в зависимости от принятой технологии добычи количество скважин может быть значительно больше, а часть скважин может быть нагнетательными), стоимость нефти на рынке - 4000 руб./т (ориентировочно, для оценки).
Количество нефти, которое можно извлечь из пласта охватываемой скважиной:
Q=3,14×700×700×20×0,1×0,9×0,9=2492532 т (не учтено поступление нефти из приграничных зон по периметру).
Количество общей выручки от продажи нефти:
Добщ.=2492532×4000=9970128000 руб.
Суточный дебит вертикальной скважины по битуму складывается из суточных дебитов горизонтальных скважин. Считаем, что при увеличении их горизонтальных участков в пласте более чем в два раза увеличится и дебит. Есть сведения, что в Канаде и Венесуэле из горизонтальных скважин длиной 500-700 м добывают высоковязкой продукции порядка 150 т/сут. Принимаем суточный дебит добывающей горизонтальной скважины 75 т/сут. Тогда:
Ссут.=75×16=1200 т/сут (считаем, что половина скважин нагнетательные).
Годовая добыча:
Сгод.=1200×365=438000 т.
Годовая выручка от продажи нефти:
Дгод.=438000×4000=1752000000 руб.
Количество лет работы скважины:
Нлет.=2492532:438000=5,7 лет.
Три скважины, занимающие небольшие земельные участки на поверхности, обеспечат добычу более 1,3 млн тонн сверхвязкой нефти в год.
После выработки запасов залежи нефти скважину можно использовать в качестве подземного резервуара для других целей (для хранения нефти, воды, промышленных отходов, удобрений и т.п.).
Таким образом, применение предлагаемого технического решения повышает эффективность добычи сверхвязкой нефти.