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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.
Известен способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающей строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры (RU 2471972 С1, опубл. 10.01.2013 г.).
Недостатком известного способа является неравномерный прогрев нефтяного плата и низкий коэффициент извлечения нефти.
Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368 С2, опубл. 13.10.2008 г.).
Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, инерционность системы, вертикальное расположение добывающих скважин, различная цикличность закачки-добычи, проходка добывающих скважин в пустых породах и, следовательно, низкая производительность способа.
Известен способ шахтной разработки нефтяных месторождений, заключающийся в прогреве продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в горизонтальные или наклонные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и последующем отборе нефти, и после предварительного прогрева пласта в смешении теплоносителя с поверхностно-активным веществом, стабилизатором и газовой фазой и подачей в скважины, расположенные вдоль простирания трещин (RU 925149, опубл. 28.08.80).
Недостатком известного способа является сложность его осуществления, связанная с необходимостью подготовки смешанного теплоносителя с поверхностно-активным веществом с целью обеспечения равномерного прогрева разрабатываемого участка нефтяного пласта.
Наиболее близким способом к заявленному является способ термошахтной разработки высоковязкой нефти разветвленными скважинами, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством разветвленных парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через восходящие или горизонтальные разветвленные добывающие скважины. Устья подземных парораспределительных и добывающих скважин обсаживают термоизолированными колоннами (RU 2287053 С1, опубл. 10.11.2006).
Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения пластовой нефти 0,5-0,7 и высокие энергозатраты из-за наличия тепловых потерь и недостаточного прогрева нижней части продуктивного нефтяного пласта.
Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, позволяющего повысить коэффициент извлечения пластовой нефти на 7-9% в зависимости от геологических условий и снизить энергозатраты за счет осуществления равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте.
Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, согласно изобретению в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости.
Скважины верхнего яруса имеют тенденцию к прорывам теплоносителя (пара), а скважины нижнего яруса как правило являются низкодебетными.
При подаче теплоносителя (пара) в вертикальные нагнетательные скважины тепловой фронт подходит к добывающим скважинам различных ярусов, начиная с верхнего. Соединение устьев добывающих скважин верхнего и нижнего ярусов попарно трубопроводом с запорной арматурой позволяет осуществлять регулирование равномерного распределения теплоносителя (пара) по высоте нефтяного пласта и необходимый нагрев его нижнего яруса.
Регулирование подачи теплоносителя с помощью запорной арматуры позволяет эксплуатировать скважины верхнего яруса в двух режимах - нагнетательном и добывающем, обеспечивая высокую эффективность нефтедобычи за счет оптимизации подвода и распределения тепловой энергии.
Таким образом, существенные признаки, указанные в формуле изобретения, позволяют решать техническую задачу, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти на 7-9% при низких энергозатратах на добычу.
На фиг.1 представлен добычной комплекс, реализующий заявляемый способ.
На фиг.2 показана схема установки соединительных трубопроводов и запорной арматуры в нефтяном пласте.
Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.
Вначале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в подошве нефтяного пласта выполняют буровую галерею 5. С поверхности по периферии уклонного блока бурят вертикальные нагнетательные скважины 6 для подачи теплоносителя (пара), соединенные с котельной или парогенератором 7. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные и горизонтальные добывающие скважины 8. В зависимости от толщины нефтяной пласт 9 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. Устья скважин верхнего и нижнего ярусов соединяют трубопроводом 10 и устанавливают запорную арматуру 11 (фиг.2).
Добычу пластовой воды и нефти заявляемым способом осуществляют в следующем порядке.
При разных состояниях запорной арматуры 11 добывающая скважина 8 верхнего яруса, имеющая тенденцию к прорывам пара в уклонный блок, может работать в 2-х режимах: нагнетательном и добывающем. В нагнетательном режиме скважина 8 верхнего яруса работает до момента заполнения пластовой жидкостью скважины 8 нижнего яруса. В добывающем режиме скважина 8 нижнего яруса работает до момента снижения истечения пластовой жидкости до минимального, либо полного истечения в течение одного цикла.
Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения пластовой нефти до 0,77 при низких энергозатратах.