Способ подземно-поверхностной разработки месторождений высоковязкой нефти при проходке горных выработок и устройство микротоннеля для его реализации
METHOD OF UNDERGROUND-SURFACE DEVELOPMENT OF HIGH-VISCOSITY OIL FIELD IN THE PASS OF MINE WORKINGS AND THE DEVICE OF MICRO-TUNNEL FOR IMPLEMENTATION THE SAME

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известен способ добычи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих скважин и горизонтальных добывающих скважин с расположением последних вдоль рядов вертикальных добывающих скважин, отличающийся тем, что часть вертикальных добывающих скважин бурят в непосредственной близости от горизонтальных добывающих скважин, закачку теплоносителя ведут периодически в указанные вертикальные скважины, а отбор нефти осуществляют из остальных добывающих скважин (патент РФ №2046934, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.10.1995).
Известный способ имеет низкую нефтеотдачу и темп разработки, применение способа связано с бурением большого числа скважин, в том числе дорогостоящих горизонтальных скважин.
Известен способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти, отличающийся тем, что скважины, в которые закачивают пар, бурят с поверхности, кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока, а в подземную галерею - контрольную скважину, которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры в галерее, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, в дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в подземной галерее до плюс 90°С осуществляют закачку воды через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть через остальные скважины с поверхности до максимально допустимой обводненности (патент РФ №2143060, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.1999.)
Известный способ сложен и приводит к повышению обводненности добываемой нефти, а также требует бурения дополнительных скважин. Метод применим при наличии подземных галерей, выполненных при первичной разработке месторождения шахтным способом.
Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин, подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (патент РФ №2267604, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.01.2006 г.). Данное решение взято за прототип для предлагаемого способа и устройства микротоннеля для его реализации.
К недостаткам известного решения относится необходимость проходки большого количества протяженных горных выработок, в том числе вертикальных стволов, большие расходы на их строительство и поддержание, невозможность увеличения температуры и давления подаваемого пара в связи с возможностью дистилляции нефти и прорыва нефтяных газов в горные выработки, необходимость вентиляции и теплоизоляции горных выработок для поддержания безопасного для работников температурного режима.
Задачей создания изобретения является устранение недостатков вышеуказанного способа, а также повышение технологической и экономической эффективности термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти по подземно-поверхностной системе разработки и модернизации устройства микротоннеля для его реализации.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в 1-м пункте формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ разработки месторождений высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины и прекращение закачки пара при повышении температуры нефтесодержащей жидкости выше установленного предела, использование оптических датчиков, регистрирующих температуру добываемой жидкости, передачу информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер, управляющий закачкой пара в поверхностные нагнетательные скважины, и отличительных существенных признаков, таких как проходку горной выработки, состоящей из начинающегося с дневной поверхности входного наклонного участка, горизонтального участка и выходящего на поверхность выходного наклонного участка, ведут методом микротоннелирования, причем во входном и выходном наклонных участках микротоннеля сооружают герметичные перемычки, изолирующие горизонтальный участок микротоннеля, а на горизонтальном участке микротоннеля пробуривают подземные добывающие и парораспределительные скважины с образованием разветвленной горизонтальной скважины большого диаметра, в которой накапливают нефтесодержащую жидкость из подземных добывающих скважин, причем пар либо его смесь с поверхностно-активными веществами по паропроводу закачивают с поверхности в парораспределительные подземные скважины, дополнительно прогревая нижнюю часть массива и выравнивая поступление тепла в массив вдоль парораспределительной подземной скважины.
Согласно п. 2 формулы изобретения управление закачкой и прекращением закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и подземные парораспределительные скважины осуществляют единой системой управления.
Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в пункте 3 формулы изобретения, таких как устройство микротоннеля для осуществления способа по п. 1, отличающееся тем, что оно снабжено единой системой управления, выполнено из железобетонных труб, оснащенных люками со съемными заглушками, демонтируемыми из внутреннего пространства микротоннеля для бурения подземных скважин через открытые люки и установкой на освободившиеся фланцы устьевого оборудовании подземных парораспределительных и добывающих скважин, причем во входном и выходном наклонных участках микротоннеля установлены герметичные перемычки, изолирующие горизонтальный участок микротоннеля и унифицированные крепежные узлы для размещения бурового станка, подвески временной монорельсовой дороги и направляющих для предотвращения изменения положения труб в окружном направлении.
Согласно п. 4 формулы изобретения регистрирующие температуру оптические датчики системы управления расположены равномерно по длине горизонтального участка микротоннеля.
Согласно п. 5 формулы изобретения во входном наклонном участке и выходном наклонном участке микротоннеля установлены временные гибкие воздуховоды подачи воздуха, которые подключены к вытяжной и нагнетательной мобильным вентиляторным установкам.
Согласно п. 6 формулы изобретения в выходном наклонном участке микротоннеля установлен трубопровод откачки нефтесодержащей жидкости, оснащенный погружным центробежным насосом.
Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: реализовать безлюдную эксплуатацию месторождения, поднять температуру и давление пара, подаваемого в поверхностные и подземные парораспределительные скважины, и выравнять распределение тепла вдоль подземных скважин и в массиве, что благоприятно сказывается на увеличении добычи нефти.
Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены:
на Фиг. 1 - схема микротоннеля и размещения временного оборудования, устанавливаемого при обустройстве его для осуществления предложенного способа;
на Фиг. 2 - сечение микротоннеля по А-А, обустроенного для добычи нефтесодержащей жидкости;
на Фиг. 3 - конструкция железобетонных труб микротоннеля для реализации предложенного способа.
Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.
На выделенном участке осуществляют проходку микротоннеля 1. Микротоннель 1 представляет собой горную выработку, пройденную способом микротоннелирования, предусматривающим продавливание колонны 2 железобетонных труб 3 за механизированным проходческим щитом, при этом траектория проходки микротоннеля 1 включает начинающийся с поверхности входной наклонный участок 4, горизонтальный участок 5, выходящий на поверхность выходной наклонный участок 6. Железобетонные трубы 3 собираются в колонну 2 таким образом, чтобы на наклонных участках 4, 6 были установлены трубы 3 без люков 7, а на горизонтальном участке 5 были установлены железобетонные трубы 3 с люками 7 и заглушками 8, количество и расположение люков 7 с заглушками 8 по длине трубы 3, а также их окружное расположение задаются проектом. Для предотвращения изменения окружного расположения трубы оснащены унифицированными крепежными узлами 9.
После проходки микротоннеля 1 во входном наклонном участке 4 и выходном наклонном участке 6 монтируют временные гибкие воздуховоды 10 подачи воздуха длиной не более 200 метров, которые подключаются к вытяжной 11 и нагнетательной 12 мобильным вентиляторным установкам соответственно. Затем в микротоннеле 1, начиная с входного наклонного участка 4, монтируется временная монорельсовая дорога 13 на всю длину микротоннеля 1, трубопровод подачи сжатого воздуха 14 для питания буровых установок 15, пожарный трубопровод 16, кабели временной системы освещения 17. Затем в горизонтальный участок 5 доставляется буровой станок 15, устанавливаемый на предусмотренные в железобетонных трубах 3 унифицированные крепежные узлы 9, извлекаются заглушки 8 и через образовавшиеся окна бурятся подземные парораспределительные 18 и добывающие 19 скважины длиной от 300 до 1500 метров. На освободившиеся фланцы 20 люков 7 устанавливается устьевое оборудование 21 подземных парораспределительных скважин 18, включающее запорный узел 22 и патрубок подвода пара 23, и устьевое оборудование 24 подземных добывающих скважин 19, включающее только запорный узел 22. После окончания бурения подземных скважин 18 и 19 буровой станок 15 демонтируется и вывозится на поверхность.
В микротоннеле 1 прокладывается паропровод 25, который подключается к патрубкам подвода пара 23 на устьевом оборудовании 21 подземных парораспределительных скважин 18. В выходном наклонном участке 6 прокладывается трубопровод 26 откачки нефтесодержащей жидкости, оснащенный погружным центробежным насосом 27.
После завершения прокладки трубопровода 26 в выходном наклонном участке 6 на расстоянии не более 10 метров от конца воздуховода 10 возводится герметичная перемычка 28, оснащенная люком 29 для обеспечения вытяжки воздуха и доступа персонала. На горизонтальном участке 5 микротоннеля 1 и в выходном наклонном участке 6 от точки сопряжения с горизонтальным участком 5 до перемычки 28 демонтируется монорельсовая дорога 13, трубопровод подачи сжатого воздуха 14, кабели временной системы освещения 17. Затем во входном наклонном участке 4 на расстоянии не более 10 метров от конца воздуховода 10 возводится герметичная перемычка 30, оснащенная люком 31 для обеспечения подачи воздуха и доступа персонала. Одновременно с этими работами во входном наклонном участке 4 за герметичной перемычкой 30 на стороне горизонтального участка 5 устанавливаются датчики уровня жидкости 32.
Вдоль горизонтального участка 5 микротоннеля 1 устанавливают оптические датчики температуры 33 и прокладывается оптоволоконный кабель канала передачи информации 34. Информация от датчиков 32, 33 по оптоволоконному кабелю канала передачи информации 34 поступает на компьютер 35 поверхностного диспетчерского пункта.
С поверхности бурят поверхностные нагнетательные скважины 36 по определенной проектом сетке и оборудуют управляющими устройствами 37 по регулированию закачки пара и узлами 38 учета расхода и параметров пара, аналогичные устройства устанавливаются на наземной части паропровода 25. Управление подачей пара в поверхностные нагнетательные скважины 36 и в паропровод 25 осуществляется компьютером 35 поверхностного диспетчерского пункта.
По окончании подготовительных работ производится запуск в работу подземных добывающих 19 и парораспределительных скважин 18, при этом открываются запорные узлы 22 на устьях подземных скважин. После выхода персонала из горизонтального участка 5 закрываются люки 29, 31 в герметичных перемычках 28, 30. На время указанных работ вытяжная мобильная вентиляторная установка 11 переводится в режим нагнетания. Доступ персонала в наклонный входной участок 4 и наклонный выходной участок 6 перекрывается, вытяжная 11 и нагнетательная 12 вентиляторные установки отключаются. Затем начинается закачка перегретого водяного пара в подземные парораспределительные скважины 18 и поверхностные нагнетательные скважины 36.
Далее микротоннель 1 эксплуатируется в безлюдном режиме как горизонтальная разветвленная скважина.
Поступающий пар прогревает массив, под термическим воздействием пара нефть переходит в жидкое состояние и вместе с конденсатом поступает в подземные добывающие скважины 19, скапливаясь в изолированном участке микротоннеля 1. После достижения верхнего предельного уровня жидкости в изолированной части микротоннеля 1 по сигналу датчика уровня жидкости 32 и команде компьютера 35 поверхностного диспетчерского пульта включается насос 27 и начинается добыча нефтесодержащей жидкости, при падении уровня нефтесодержащей жидкости ниже установленного значения погружной центробежный насос 27 отключается.
Подача пара в поверхностные нагнетательные скважины 36 прекращается либо возобновляется по команде от управляющего компьютера 35, генерируемой по результатам обработки полученной от датчиков 33 информации, что позволяет регулировать и выравнивать прогрев массива. Пар в подземные парораспределительные скважины 18 подается постоянно, при этом объемы закачиваемого пара уменьшаются или увеличиваются по команде от управляющего компьютера 35 в зависимости от суммарного объема пара, закачиваемого в поверхностные нагнетательные скважины 36.
На завершающем этапе эксплуатации горизонтальной разветвленной скважины к подаваемому в подземные парораспределительные скважины 18 пару подмешиваются поверхностно-активные вещества для снижения потерь пара через трещины и освобожденные от нефти части массива.
Использование указанного выше способа и устройства микротоннеля для его реализации позволяет реализовать безлюдную эксплуатацию горизонтальной разветвленной скважины и снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, поднять температуру пара, подаваемого в поверхностные и подземные парораспределительные скважины, и выравнять распределение тепла вдоль подземных скважин, что благоприятно сказывается на увеличении добычи.
Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.