ТЕРМОШАХТНЫЙ СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
THERMOSHAFT HIGH-VISCOSITY OIL DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности для нефтяных шахт и может найти применение при шахтной разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.
Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи нефти высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры (RU 2535326, опубл. 10.10.2014 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляции при изменении технологических режимов работы.
Известен способ шахтной разработки высоковязкой нефти, заключающийся в реализации подземно-поверхностной системы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и отборе нефти через подземные скважины. Датчиками контроля температуры оборудуются устья 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 поступают 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 (RU 2267604, 10.01.2006 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие взаимосвязи между системой автоматизации добычи нефти и системой проветривания нефтешахты.
Известен термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины. Отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения. При этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин (RU 2552569, опубл. 10.06.2015 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляционной системы при различных технологических процессах, а следовательно, низкая энергоэффективность способа.
Наиболее близким способом к заявленному изобретению является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому в продуктивном пласте или ниже его проходят горную выработку. Из горной выработки бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие скважины. С поверхности бурят вертикальные нагнетательные скважины. В них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Их бурят из горной выработки параллельно добывающим скважинам. Забои парораспределительных скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта. Они пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния. Дополнительные добывающие скважины ориентированы ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин. Каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости (RU 2199657, опубл. 27.02.2003 г.).
Недостатком известного способа является невозможность регулирования подачи воздуха при проветривании в случае изменения режимов работы пароподающих, парораспределительных и добычных скважин, что приводит к высокому энергопотреблению способа.
Кроме того, известный способ не обеспечивает микроклиматические параметры в рабочих зонах нефтешахты, т.к. к концу ведения работ тепловой фронт температурой порядка 70°C будет вблизи горных выработок, что усложняет проветривание и отрицательно влияет на безопасность работ.
Технический результат заключается в повышении энергоэффективности термошахтного способа разработки высоковязкой нефти.
Способ позволяет регулировать режимы работы главной вентиляторной установки (ГВУ), экономя электроэнергию, а также создать резерв по вентиляции и повысить показатели промышленной безопасности.
Указанный технический результат достигается тем, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, согласно изобретению, технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов.
При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле
в
где Q - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с;
в
ρ - плотность воздуха в горных выработках;.
в
G - масса воздуха, проходящего через горные выработки,  определяемая по формуле:  где
в
с - удельная теплоемкость воздуха, ;
г.р.
ΔТ - разница температур граничных условий, °С;
т.п.
Q - мощность теплового потока, кВт,
регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах.
При этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха.
Существенная экономия электроэнергии, затраченной главной вентиляционной установкой системы вентиляции, достигается тем, что расчет требуемого количества воздуха проветривания для каждого из технологических режимов позволяет снизить расход электроэнергии при снижении температуры по исходящей струе нагретого воздуха.
пост.
перемен.
т.п.
пост.
перемен.
Расчет осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных Q и переменных Q тепловых потоков (Q=Q+Q), определяемых расчетным путем в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках.
При накоплении нефти в скважинах тепловой поток в горные выработки уменьшается, что приводит к снижению требуемого количества воздуха для проветривания горных выработок.
На фиг. 1 представлена схема распределения тепла по нефтяному пласту участка уклонного блока нефтяной шахты.
пар
см
кр
под
гор
фл
наг
На схеме представлены нефтяной пласт 1, горная выработка 2, добычная 3 и пароподающая 4 скважины. Тепловой баланс участка добычных работ состоит из теплового потока пара, закачиваемого в пароподающую скважину Q, тепловых потерь на смежные участки нефтяного пласта Q, в кровлю Q, в подошву Q, в горные выработки Q и при истечении нефти Q, и, непосредственно, нагрев пласта Q.
гор
фл
гор
пост
фл
перемен.
Расчет требуемого количества воздуха проводится по тепловому фактору в зависимости от суммы Q+Q, где Q - мощность постоянного теплового потока, равная Q., Q - мощность переменного теплового потока, равная Q
в
При проведении технологической операции накопления нефти в скважинах снижается требуемый расход воздуха Q.
Способ позволяет исключить передвижение людей при ведении добычного режима на исходящей струе. В результате повышается запас вентиляционной сети по тепловому фактору минимум на 30%. Для повышения безопасности добыча нефти не будет вестись, пока на пути исходящей струи будут находиться шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.
На фиг. 2 представлена схема добычи нефти, реализующая заявляемый способ.
В нефтяном пласту 1 выполняют горные выработки буровой галереи 5, строят добычные 3, пароподающие 4 и парораспределительные скважины 6. Для выхода из нефтяного пласта строят наклонные горные выработки 7. Также для функционирования объекта выполняют промежуточные 8 и капитальные 9 горные выработки. Подача пара осуществляется от парогенератора 10.
На фиг. 3 представлена конфигурация добычного участка, на фиг. 4 - элемент I на фиг. 3.
На входах добычных скважин 3, расположенных вдоль горной выработки 2, размещены задвижки 11 с электроприводом 12 и кабелями 13 автоматизации и электроснабжения. Автоматизированная система добычи нефти представляет собой комплекс датчиков и исполнительных механизмов на каждой добычной скважине (не показаны). Каждая добычная скважина оборудована задвижкой 11, укомплектована датчиками давления, температуры или расходомерами (не показаны).
На фиг. 5 показаны схемы ручного а) и автоматического б) управления ГВУ. Центр управления добычей находится в помещении горного диспетчера на поверхности, центр управления ГВУ находится в помещениях вентилятора главного проветривания.
Регулирование производительности ГВУ осуществляется автоматически при изменении скорости вращения вентилятора и изменением угла наклона лопаток направляющего аппарата (не показаны). Взаимодействие системы проветривания с системой добычи может осуществляться в автоматизированном режиме, либо через диспетчера и операторов добычи нефти.
Система проветривания настраивает вентиляционную сеть с регулирующими устройствами и ГВУ на заданные микроклиматические параметры, исходя из режимов работы добычных скважин 3.
Заявляемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.
В вертикальные пароподающие скважины 4 закачивают теплоноситель - пар, который генерируется парогенератором 10. Пар от пароподающих скважин 4 попадает в парораспределительные скважины 6, причем каждая пароподающая скважина 4 соединена с одной парораспределительной скважиной 6. Далее пар из парораспределительной скважины 6 отдает тепло в нефтяной пласт 1. Нагреваясь, пласт 1 начинает генерировать в добывающие скважины 3 флюиды, состоящие из нефти, пластовой воды и сконденсированного пара.
Таким образом, добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации после снижения ее вязкости паром.
Технологический процесс добычных скважин состоит из 2-х режимов: добычного и накопительного.
В процессе добычи нефти задвижки 11 добычных скважин 3 открыты, пароподающие скважины 4 открыты или закрыты, ГВУ системы вентиляции работает в полную силу, расход воздуха максимальный.
В случае прекращения добычи нефти, когда добычные скважины 3 начинают выдавать теплоноситель в горные выработки 2 или происходит истечение флюидов меньше заданной нормы, начинают срабатывать исполнительные механизмы задвижек 11 добычных скважин 3. Система проветривания реагирует на это изменение, изменяя режим работы ГВУ.
перемен.
пост.
Расчет количества подаваемого воздуха ГВУ осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков Q и Q, определяемых расчетным путем и в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках 2. Изменение режима работы ГВУ проводят в ручном или автоматическом режимах.
Порядок работы ГВУ при двух режимах работы добычных скважин представлен в Таблице.
При добыче нефти из скважин операторами, которые находятся со стороны свежей струи относительно добычных скважин 3, либо автоматизированной системой добычи нефти в выработках 2 по ходу движения струи шахтеры не находятся.
Возможно исключение переменной составляющей тепловых потоков при расчете производительности ГВУ за счет отсутствия передвижения людей при ведении добычных работ на исходящей струе. В результате повышается запас по тепловому фактору минимум на 30%. Техническое преимущество реализации данного решения заключается в создании на нефтяной шахте безопасного производственного объекта, регламентированного законодательством РФ.
Для повышения безопасности может использоваться система позиционирования работников, при реализации которой добыча нефти не будет вестись в случае, если на пути исходящей струи находятся шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.
Заявленный способ позволяет осуществлять ограничение температуры исходящей струи воздуха между нормативным и максимальным значением при спасательных работах с целью эвакуации людей по выработкам с исходящей струей в процессе добычи нефти. Нормативное значение температуры воздуха внутри выработки формируется, исходя из длин путей возможной эвакуации и для каждой шахты индивидуально.
Основное преимущество данного способа заключается в цикличности работы системы вентиляции, целью которой является экономия энергопотребления, кроме того, возможность создания микроклиматических условий для шахтеров в рабочих зонах в допустимых пределах, обеспечивая максимальную добычу нефти.
Таким образом, предлагаемый способ проветривания систем горных выработок нефтяной шахты позволяет уменьшить значения теплового фактора вентиляционной сети нефтяной шахты, тем самым увеличив энергоэффективность проветривания, создать резерв по вентиляции с повышением показателей промышленной безопасности.