СПОСОБ ШАХТНО-СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ (БИТУМНОЙ) НЕФТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD FOR MINE PRODUCTION-WELLS OF HARD (BITUMINOUS) OIL AND SYSTEM OF EQUIPMENT THEREFOR

Предлагаемые изобретения относятся к топливно-энергетическому комплексу и могут быть использованы для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой (битумной) нефти.
Предлагаемый способ шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой (битумной) нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления изображены и поясняются иллюстрациями, представленными на фиг. 1-6.
1
1
2
1
n-1
n
1
2
На фиг. 1 показаны: 1 - продуктивный пласт высоковязкой (трудноизвлекаемой) битумной нефти; 2 - главный шахтный ствол; 3 - шахтный околоствольный двор; 4, 4 - капитальные и участковые горно-подготовительные выработки соответственно; 5 - подземная установка сепарации битумной нефти; 6 - установка разделения (сепарации) попутного нефтяного газа (ПНГ) битумной нефти на сухой отбензиненный газ (СОГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ или конденсат ПНГ); 7- трубопровод; 8 - устройство сжижения пропанобутановой смеси - составляющей попутного нефтяного газа; 9 - устройство нагнетания (подачи) сжиженных углеводородных газов; 10 - стволовой криогенный трубопровод; 11 - стволовой метановый газопровод; 12 - стволовой нефтепровод; 13 - установка финальной подготовки нефти; 14 - устройство (источник) нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды в продуктивном пласте высоковязкой битумной нефти; 15-15 - нагнетательно-нагревательные скважины системы циркуляции (циркуляционного контура) теплонесущей текучей среды; 15 - скважина обратного потока теплонесущей текучей среды циркуляционного контура; 16 - питающий (распределительный) трубопровод теплонесущей текучей среды циркуляционного контура; 16 - питающий (нагнетательный) трубопровод сжиженной пропанобутановой смеси; 17 - сборный трубопроводный коллектор обратного потока теплонесущей текучей среды циркуляционного контура; 18 - трубопровод обратного потока теплонесущей текучей среды циркуляционного контура; 19 - горизонтальный участок ствола добывающей скважины; 20 - вертикальный участок ствола добывающей скважины; 21 - фонтанная арматура и устьевое оборудование добывающей скважины с выкидным трубопроводом «сырой» нефти; 22 - газовая турбина; 23 - воздушный компрессор; 24 - электрический генератор; 25 - установка производства (источник) низкокипящего сжиженного газа азота и(или) метана.
3
4
1
2
1
m
1
n-1
3
4
1
2
1
m
3
4
На фиг. 2 изображены все те же объекты и обозначены соответственно теми же позициями, что и на фиг. 1, а также дополнительно представлены: 4 и 4 - участковые горно-подготовительные выработки, которые вместе с горно-подготовительными выработками 4 и 4 полностью (со всех сторон) оконтуривают выемочный (добычной) столб шахтного поля технологического комплекса; 19-19 - добычные скважины выемочного столба, пройденные в нижней части продуктивного пласта битумной нефти в поперечном направлении к нагнетательно-нагревательным скважинам 15-l5 между горно-подготовительными выработками 4 и 4; 26 и 26 - соединительные трубопроводы устьев добычных скважин 19-19 на горно-подготовительных выработка 4 и 4 соответственно.
1
n-1
1
n-1
1
n-1
1
n-1
На фиг. 3 изображены все те же объекты и обозначены соответственно теми же позициями, что и на фиг. 1, 2, а также дополнительно представлены: 27-27 - наружные трубчатые элементы с закрытым концом теплообменников типа «труба в трубе» нагнетательно-нагревательных скважин 15-15; 28-28 - внутренние (отводящие) трубчатые элементы с открытым концом теплообменников типа «труба в трубе» нагнетательно-нагревательных скважин 15-15.
1
4
1
вх
1
вых
n-1
вх
n-1
вых
1
2
1
вх
1
вых
i-1
вх
i-1
вых
1
4
1
вх
1
вых
j-1
вх
j-1
вх
2
3
л
3
4
л
1
3
п
4
3
п
2
4
На фиг. 4 показаны условные изображения и их цифровые обозначения для входных и выходных устьев на оконтуривающих выемочный столб горно-подготовительных выработках 4-4 нагнетательно-нагревательных скважин, сгруппированных в три отдельные циркуляционные системы теплонесущей текучей среды: 15-Г и 15-Г…15-Г и 15-Г для горизонтальной циркуляционной системы, обустроенной в верхней части продуктивного пласта 1, т.е. между горно-подготовительными выработками 4 и 4; 15-Л и 15-Л…15-Л и 15-Л для левой циркуляционной системы теплонесущей текучей среды, обустроенной с наклоном слева направо по мощности продуктивного пласта 1 между горно-подготовительными выработками 4 и 4; 15-П и 15-П…15-П и 15-П для правой циркуляционной системы теплонесущей текучей среды, обустроенной с наклоном справа налево по мощности продуктивного пласта 1 между горно-подготовительными выработками 4 и 4; 19 - горизонтальный участок ствола левой добывающей скважины, пройденный в нижней части продуктивного пласта слева направо от конца горно-подготовительной выработки 4 к началу горно-подготовительной выработки 4; 20 - вертикальный участок с устьем левой добывающей скважины, пройденный от конца горно-подготовительной выработки 4 вниз к горно-подготовительной выработке 4; 19 - горизонтальный участок ствола правой добывающей скважины, пройденный в нижней части продуктивного пласта справа налево от конца горно-подготовительной выработки 4 к началу горно-подготовительной выработки 4; 20 - вертикальный участок с устьем правой добывающей скважины, пройденный от конца горно-подготовительной выработки 4 вниз к горноподготовительной выработке 4.
5
3
4
1
m
На фиг. 5 изображены и обозначены соответственно также и те же объекты, что и на фиг. 4, а также дополнительная оконтуривающая выемочный столб горно-подготовительная выработка 4, соединяющая между собой горно-подготовительные выработки 4 и 4 и предназначенная для упрощения бурения из нее в нижней части продуктивного пласта 1 добывающих скважин, имеющих только горизонтальные участки стволов 19…19.
6
5
1
m
На фиг. 6 изображены и обозначены соответственно также и те же объекты, что и на фиг. 5, а также еще одна дополнительная оконтуривающая выемочный столб в его конце горно-подготовительная выработка 4 с обустройством на ней (как и на выработке 4) устьев добывающих скважин 19…19.
Известен способ разработки угольных месторождений и комплекс оборудования для его осуществления [1] сжиганием угля на месте его залегания в подготовленных горными выработками выемочных столбах и сооружением в них теплогазогенераторов путем бурения по пласту скважин между подготовительными (из подготовительной) выработками и установкой в их теплообменник трубопроводов, по которым прокачивают теплоноситель. Недостатком этих решений является то, что они не обеспечивают (не предполагают) возможности подвода тепловой энергии в зону обработки продуктивного пласта. Напротив, система циркуляции теплонесущей текучей среды (теплоносителя) служит здесь для отбора (отвода) тепловой энергии из зоны обработки пласта (зоны сжигания угля в пласте) и не решает задачи снижения вязкости битумной нефти путем теплового воздействия.
Известны технические решения по нагреву подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей (теплонесущей) текучей средой [2], содержащие по меньшей мере одно устройство нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды, выполненное с возможностью подачи горячей текучей среды к множеству нагревателей в пласте, соединенных своими выходами с входом устройства нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды. Однако эти технические решения по нагреву углеводородных пластов не интегрированы в технологический комплекс по добыче высоковязкой (трудноизвлекаемой) битумной нефти и сами по себе не решают проблемы освоения и эффективной эксплуатации месторождений высоковязких тяжелых нефтей.
Известен способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием [3], включающий бурение на участке нефтяной залежи по рядной системе разработки, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, а также бурение между рядами добывающих и нагнетательных скважин горизонтальных нагнетательных скважин, оборудованных забойными нагревателями, в которые ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье, а в каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа. Однако известный способ теплового и водогазового воздействия на продуктивный пласт высоковязкой трудноизвлекаемой битумной нефти, как показывают результаты опытно-промышленных работ, не обеспечивает сколько-нибудь серьезного увеличения коэффициента извлечения высоковязкой нефти, а вследствие низкого коэффициента охвата каждой отдельно взятой скважины требуется большой объем буровых работ, что при значительной глубине залегания продуктивных пластов приводит к неприемлемости затрат на освоение и эксплуатацию месторождений трудноизвлекаемой битумной нефти.
Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти [4], включающий вскрытие и подготовку продуктивного пласта шахтными стволами и горно-подготовительными выработками, а также 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. Основным недостатком этого термошахтного способа добычи высоковязкой нефти является то, что тепловое воздействие на продуктивный пласт осуществляют путем закачки теплоносителя в виде водяного пара непосредственно в сам пласт. Это приводит к большим энергетическим потерям при генерировании пара и большому расходу воды, как рабочего агента-теплоносителя, а также повышенному разубоживанию (обводненности) добываемой нефти, что также существенно снижает в конечном итоге полноту извлечения (КИН) нефти из пласта.
Известен способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием [5], включающий бурение вертикальных добывающих и наблюдательных скважин, ряды которых наращивают последовательно параллельно траекториям трещин гидроразрывов в добывающих скважинах, фиксируемых сейсмоприемниками в наблюдательных скважинах, спуск в добывающие скважины насосного оборудования для отбора нефти, спуск в наблюдательные скважины электронагревателей на кабеле для прогревания пласта, а также последовательный перевод добывающих скважин в наблюдательные в процессе отработки месторождения (залежи). Основные недостатки этого способа заключаются в следующем: многооперационность и технологическая сложность непосредственно в процессе добычи нефти, большой объем буровых работ и отсутствие других способов воздействия на продуктивный пласт, совместимых во времени и в пространстве, существенно повышающих коэффициент извлечения нефти. Наиболее близким к предлагаемым изобретениям является способ шахтно-скважинной разработки сланцевых нефтегазоносных залежей и технологический комплекс оборудования для его осуществления, включающие вскрытие и подготовку продуктивного пласта шахтными стволами и капитальными подземными горно-подготовительными выработками, создание каналов доступа к продуктивному пласту, скважинную добычу сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва выемочными блоками подземных добычных скважин с гидроразрывом и(или) тепловым воздействием на пласт, которые бурят из подземных камер основных горно-подготовительных выработок, предварительную очистку и сепарацию сланцевой нефти в подземных условиях, использование сланцевого газа для энергообеспечения и повышения эффективности функционирования подземного энерготехнологического комплекса, а также поставку сланцевой нефти после окончательной очистки и подготовки на дневной поверхности потребителям [6] (прототип).
Однако к числу основных недостатков существующих способа и технологического комплекса (прототипа) относится использование при гидроразрыве продуктивного пласта текучей среды (жидкости гидроразрыва) на водной основе, которую после операций гидроразрыва необходимо подвергать деструкции (разложению), откачивать ее из зоны гидроразрыва в пласте и аккумулировать эту жидкость (жидкость обратного отлива) в специальных бассейнах перед вводом добывающей скважины в режим работы (стадию) добычи нефти. При этом также непосредственно в процессе добычи (извлечения) сланцевых нефти и газа через искусственно созданную дренирующую систему в пласте не используются какие-либо методы интенсификации (стимуляции) притока углеводородов к добывающей скважине, что в конечном итоге снижает как нефтегазоотдачу пласта (коэффициент извлечения нефти - КИН), так и производительность (дебит) добывающей скважины. Кроме того, весь попутный нефтяной газ сепарируемой сланцевой нефти, содержащий, кроме метана, и другие еще более ценные легкие углеводороды, такие, в частности, как пропан и бутан, сжигаются в котле для получения водяного пара паросиловой электрической станции, имеющей относительно низкий коэффициент полезного действия. Более того, основным препятствием для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой битумной нефти, как известно, является высокая ее вязкость, а не низкая проницаемость продуктивного пласта, как это имеет место при добыче сланцевой нефти, что диктует необходимость поиска и адекватных технико-технологических решений при отработке залежей битумной нефти.
Целью предлагаемых изобретений является повышение экономической эффективности, экологической чистоты добычи и полноты извлечения углеводородного сырья при разработке залежей высоковязкой битумной нефти.
Техническим результатом предлагаемых изобретений является снижение энергозатрат теплового воздействия на продуктивный пласт для снижения вязкости битумной нефти и повышения его нефтеотдачи за счет искусственного формирования и поддержания в выемочном столбе газонапорного режима работы и(или) режима растворенного газа путем нагнетания в продуктивный пласт сжиженной пропанобутановой смеси, получаемой из сепарируемой битумной нефти.
Поставленная цель достигается тем, что в способе шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой (битумной) нефти, включающем капитальные горные работы по вскрытию нефтегазоносной залежи шахтными стволами и капитальными горно-подготовительными выработками, горные работы по подготовке - оконтуриванию добычных участков - выемочных столбов участковыми горно-подготовительными выработками, создание из оконтуривающих подземных горно-подготовительных выработок каналов доступа к продуктивному пласту в виде добычных и нагнетательно-нагревательных скважин с протяженными в различных направлениях по массиву продуктивного пласта участками ствола скважин, эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти с использованием тепловой обработки пласта для снижения вязкости и методов повышения коэффициента извлечения нефти, разделение продукции добычных скважин в околоствольном дворе на нефть и нефтяной газ, из которого выделяют газ метан и широкую фракцию углеводородов, содержащую главным образом пропанобутановую составляющую - смесь, сжижаемую в подземных условиях, а также создание циркуляционных систем теплонесущей среды в нагнетательно-нагревательных скважинах, газ метан используют как топливный газ в системах циркуляции теплонесущей среды нагнетательно-нагревательных скважин, обсадные трубы которых перфорируют на всем их протяжении в массиве продуктивного пласта, сжиженную пропанобутановую смесь подают в кольцевые зазоры между обсадными трубами нагревательно-нагнетательных скважин и установленными в них трубчатыми элементами систем циркуляции теплонесущей среды, количество и пространственную ориентацию систем циркуляции теплонесущей среды нагнетательно-нагревательных скважин устанавливают в зависимости от мощности продуктивного пласта и принимаемой степени оконтуренности выемочного столба, интенсивность и величину давления нагнетания сжиженной пропанобутановой смеси, а также температуру циркулирующей теплонесущей среды выбирают и обеспечивают соответственно на уровнях, необходимых и достаточных для формирования и поддержания работы в выемочном столбе пласта газонапорного режима и(или) режима растворенного газа. Поставленная цель достигается также и тем, что технологический комплекс оборудования, реализующий предлагаемый способ и включающий шахтные стволы, основные и участковые подземные горно-подготовительные выработки для оконтуривания добычных столбов, оборудование для бурения и эксплуатации нагнетательно-нагревательных скважин, буримых в верхней части продуктивного пласта и(или) по его мощности наклонно от кровли к его подошве, подземные добычные скважины с протяженными в нижней части продуктивного пласта участками ствола скважин, технические средства очистки и сепарации битумной нефти, оборудование для разделения попутного нефтяного газа на сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов, установленное в околоствольном дворе и подключенное к подземной установке сепарации битумной нефти, устройства для сжижения и нагнетания в продуктивный пласт широкой фракции углеводородов попутного нефтяного газа, а также теплоэнергетическое оборудование для использования попутного нефтяного газа, снабжен подключенным к выходу оборудования для разделения попутного нефтяного газа устройством - источником нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды в продуктивном пласте по нагнетательно-нагревательным скважинам, кольцевые зазоры нагнетательно-нагревательных скважин между перфорированными в продуктивном пласте обсадными трубами этих скважин и установленными в них трубами звеньев-теплообменников циркуляционных систем теплонесущей текучей среды подключены через питающий - распределительный трубопровод к выходу устройства сжижения и нагнетания в продуктивный пласт широкой фракции углеводородов попутного нефтяного газа, причем циркуляционные системы нагнетательно-нагревательных скважин в верхней части продуктивного пласта и наклонных скважин в его мощности соединены раздельными питающими и сборными трубопроводами и подключены независимо - автономно - к устройству нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды. Основные варианты осуществления и применения предлагаемых способа и технологического комплекса шахтно-скважинной добычи высоковязкой (трудноизвлекаемой) битумной нефти приведены ниже в примерах 1-5.
1
2
1
2
4
3
8
4
10
1
1
1
2
Пример 1. Пусть имеется месторождение высоковязкой трудноизвлекаемой битумной нефти 1 (фиг. 1) небольшой (например, 5-7 м) мощности продуктивного пласта, подлежащего разработке и залегающего на глубине до 1000-1500 м. Для освоения и эксплуатации такой залежи в соответствии с предлагаемым способом добычи тяжелой высоковязкой битумной нефти на дневной поверхности над залежью выделяют участок поверхности примерно прямоугольной формы с размерами, близкими к размерам шахтных полей, которые обычно устанавливаются при подземной - шахтной - технологии отработки пластовых месторождений полезных ископаемых. При подземной отработке угольных пластов шахтные поля имеют, как известно, следующие размеры: 5-10 км по падению и 10-20 км по простиранию пластов. Вскрытие шахтного поля залежи битумной высоковязкой нефти 1 осуществляют с помощью двух преимущественно вертикальных шахтных стволов, один из которых - ствол 2 (фиг. 1) оборудуется как главный ствол технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемой битумной нефти. Вспомогательный вентиляционный шахтный ствол 2 при этом условно не показан. Вертикальные шахтные стволы строят на глубину, близкую, но несколько меньшую (например, меньшую на 50-100 м), нежели глубина залегания продуктивного пласта 1. Подготовку к отработке продуктивного пласта 1 начинают с сооружения на горизонте вскрытия околоствольного двора 3 и проведения нескольких капитальных горно-подготовительных выработок 4 и 4. В  околоствольном дворе 3 размещают установку сепарации битумной нефти 5, установку 6 для разделения попутного нефтяного газа (ПНГ) битумной нефти на сухой отбензиненный газ (СОГ, содержащий главным образом газ метан CH) и широкую фракцию легких углеводородов (конденсат ПНГ), состоящую, в основном, из газообразных пропана (CH), бутана (CH) и более тяжелых углеводородных соединений метанового ряда. К одному из выходов установки разделения ПНГ 6 подключают через трубопровод 7 устройство сжижения пропан-бутановой смеси 8, выход которого в свою очередь подают на вход устройства нагнетания (подачи) сжиженных углеводородных газов 9. В главном шахтном стволе 2 технологического комплекса размещают стволовой криогенный трубопровод 10 для подачи с поверхности в шахту криогенных сжиженных газов (например, жидкий азот, двуокись углерода и др.), используемых для различных целей в процессе освоения и эксплуатации комплекса при добыче битумной нефти (обеспечение пожаровзрывобезопасности, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта 1 и т.д.). В шахтном стволе 2 устанавливают стволовой метановый газопровод 11, подключенный к выходу установки сепарации попутного нефтяного газа 6, и стволовой нефтепровод 12, соединенный в шахте с выходом по нефти подземной установки сепарации битумной нефти 5 и на дневной поверхности с установкой финальной подготовки нефти 13. В околоствольном дворе шахты 3 размещают также устройство (источник) 14 для нагревания и циркуляции теплонесущей текучей среды в продуктивном пласте высоковязкой битумной нефти 1. В простейшем случае в качестве устройства генерирования (источника) тепловой энергии и обеспечения циркуляции теплонесущей текучей среды 14 может использоваться (выступать) обычная водогрейная котельная установка, топка которой подключается к метановому выходу установки разделения (сепарации) попутного газа битумной нефти 6. Продукты сгорания газообразного топлива (метана) из котельной установки 14 по отдельному стволовому газопроводу (на фиг. 1 условно не показан) в обычном порядке выдаются на дневную поверхность для очистки и рассеивания в атмосфере окружающей среды. Для добычи высоковязкой битумной нефти готовят (нарезают) добычной (выемочный) столб продуктивного пласта 1, оконтуренный с двух сторон, например сверху и снизу, двумя горно-подготовительными выработками 4 и 4 соответственно.
1
2
1
n-1
1
1
1
n-1
2
1
n-1
1
2
1
n
1
1
Из капитальной горно-подготовительной выработки 4 до выработки 4 в верхней части продуктивного пласта 1 бурят несколько (по меньшей мере одну) нагнетательно-нагревательных скважин 15…l5, которые закрепляют обсадными трубами, перфорированными на всем их протяжении в верхней части продуктивного пласта и в которых устанавливают трубы звенья-теплобменники циркуляционной системы (циркуляционного контура), проходящие через герметизированные входные устья нагнетательно-нагревательных скважин на подготовительной выработке 4 и подключенные здесь к питающему (распределительному) трубопроводу 16 теплонесущей текучей среды циркуляционного контура, а также подключенные после выхода из скважин 15…l5, через обычные уплотнения к сборному трубопроводному коллектору 17, проложенному по горно-подготовительной выработке 4. При этом расстояние между нагнетательно-нагревательными скважинами 15…l5 по продуктивному пласту 1 выбирается в пределах нескольких десятков метров, расстояние между горно-подготовительными выработками 4 и 4 (ширина выемочного столба) задается в пределах нескольких сотен метров, а длина выемочного столба выбирается в пределах 1-3 км в зависимости от требуемой производственной мощности добычного участка. Питающий трубопровод 16 подключается к выходу устройства 14 генерирования (источника) тепловой энергии и обеспечения циркуляции теплонесущей текучей среды, а сборный трубопроводный коллектор 17 через трубчатое звено циркуляционной системы в скважине 15 обратного потока теплонесущей текучей среды, пройденной и обустроенной аналогично нагнетательно-нагревательным скважинам, и далее через трубопровод обратного потока 18 на выработке 4 подсоединяют к входу устройства 14 генерирования (источника) тепловой энергии и обеспечения циркуляции теплонесущей текучей среды. Далее, в конце выемочного столба бурят добывающую скважину, имеющую «вертикальный» участок ствола 20 и в нижней части продуктивного пласта по всей длине выемочного столба горизонтальный участок 19, закрепленный перфорированной по всей его длине обсадной трубой. На устье добывающей скважины в горно-подготовительной выработке 4 устанавливаются фонтанная арматура с выкидным трубопроводом сырой нефти, подключенным к установке сепарации нефти 5, и то или иное насосное оборудование для извлечения (подъема) нефти из пласта.
Кроме того, на дневной поверхности технологического комплекса размещают газотурбинную электрическую станцию, включающую газовую турбину 22, работающую на газе метане и имеющую на своем валу нагнетательный воздушный компрессор 23 и электрический генератор 24, к которому подключают установку производства жидкого азота и(или) сжиженного метана 25, снабженную накопительными выходными емкостями (источниками) сжиженных газов. При этом мощность газотурбинной электрической станции комплекса устанавливают исходя из заданной (проектной) производственной мощности технологического комплекса по добыче нефти, соответствующих объемов получения попутного нефтяного газа, в частности объемов сепарируемого газа метана, собственного электропотребления и по другим технико-экономическим соображениям. Для первоначального запуска в работу и по соображениям безопасности подземные горно-добывающие предприятия, как известно, должны иметь резервное питание, что остается справедливым и для предлагаемого технологического комплекса. Добыча высоковязкой битумной нефти согласно предлагаемому способу осуществляется следующим образом.
1
n-1
2
1
n-1
1
n-1
После монтажа, наладки и запуска в работу всего оборудования технологического комплекса путем генерирования тепловой энергии за счет использования того или иного пускового топлива или пусковой энергии, например, в виде жидкого котельного топлива или электроэнергии, осуществляют предварительный разогрев продуктивного пласта высоковязкой битумной нефти для снижения ее вязкости путем непрерывного прокачивания (циркуляции) в течение некоторого времени теплонесущей текучей среды, например обычной воды, нагретой примерно до 200°C, по описанной выше циркуляционной системе трубопроводов и теплобменных звеньев в нагнетательно-нагревательных скважинах 15…l5. Затем начинают добычу (извлечение) разогретой и гравитационно собираемой (сепарируемой) битумной нефти в горизонтальном участке ствола 19 добывающей скважины через вертикальный участок добывающей скважины 20 и ее устьевое оборудование 21. В установке сепарации сырой нефти 5, производится разгазирование нефти, т.е. производится извлечение попутного нефтяного газа (ПНГ), который в установке 6 разделяется (сепарируется) на сухой отбензиненный газ (СОГ) - газ метан (в основном) и пропанобутановую смесь, которая после сжижения в установке 9 нагнетается (подается) по распределительному трубопроводу 16 в кольцевые зазоры между обсадными трубами и трубчатыми звеньями-теплообменниками циркуляционной системы в нагнетательно-нагревательных скважинах 15…l5. В результате как бы принудительной (под воздействием высокой температуры циркулирующей теплоносящей текущей среды) регазификации сжиженной пропанобутановой смеси в продуктивном пласте (точнее в нагнетательно-нагревательных скважинах 15…l5) происходит преобразование ее в газообразное состояние, давление газа возрастает и по мере нагнетания пропанобутановой смеси в нагнетательно-нагревательные скважины в верхней части продуктивного пласта формируется как бы газовая шапка, стимулирующая продвижение и гравитационное сепарирование битумной нефти к горизонтальному участку 19 добывающей скважины. Не менее важно и то, что нагнетание углеводородных газов в нефть, как известно, само по себе приводит к снижению ее вязкости и, следовательно, служит одновременно и мощным средством повышения нефтеотдачи продуктивного пласта за счет физико-химического взаимодействия углеводородных соединений на межмолекулярном уровне. Другими словами, путем теплового воздействия на продуктивный пласт, передаваемого с помощью такого рабочего агента (рабочего тела), как пропанобутановая смесь, который легко выводится из пласта без какой-либо отрицательной деструкции в процессе добычи (извлечения) нефти и снова после сжижения и аккумулирования внутри себя при этом внешней энергии, вводимой и передаваемой затем в пласт после регазификации для поддержания пластового давления, обеспечивается искусственное формирование и поддержание в пласте широко известного и повсеместно используемого в практике добычи нефти из традиционных проницаемых коллекторов режима работы нефтяного пласта-коллектора, называемого режимом газовой шапки. При этом, поскольку этот рабочий агент (пропанобутановая смесь) теоретически не расходуется и не теряется в процессе добычи нефти, за исключением, конечно, каких-то «негерметичностей» в элементах нагнетательно-нагревательной и циркуляционной системы в продуктивном пласте, появляется теоретическая возможность достижения полноты извлечения нефти из выемочного столба (КИН), близкой к гипотетически возможной величине (КИН=1 при полном извлечении углеводородов из продуктивного пласта).
1
4
1
m
3
4
3
4
1
2
Пример 2. Для условий, описанных выше в примере 1, предлагаемые способ и технологический комплекс добычи высоковязкой битумной нефти могут быть реализованы в варианте, представленном на фиг. 2, путем оконтуривания выемочного (добычного) столба со всех сторон горно-подготовительными выработками 4…4. В этом случае требуемое количество добычных скважин 19…19 бурится в нижней части продуктивного пласта по длине выемочного столба между боковыми выработками 4 и 4 и сами добычные скважины имеют только горизонтальные участки ствола, а их устья выводятся на эти боковые горно-подготовительные выработки, что значительно упрощает технологию и трудоемкость бурения добычных скважин, обеспечивает возможности их эффективного обслуживания и в целом существенно повышает управляемость и эффективность добычных работ. При этом выходные трубопроводы устьев добычных скважин объединяются на выработках 4 и 4 соединительными трубопроводами 26 и 26 соответственно, один из которых (фиг. 2) соединен с устьевым добычным оборудованием 21, как и в примере 1. В остальном работа по добыче высоковязкой нефти осуществляется таким же образом, как и в предыдущем примере.
1
1
1
n-1
1
1
n-1
1
n-1
1
n-1
1
1
1
n-1
1
n-1
1
n-1
1
2
1
n-1
1
n-1
Пример 3. Пусть требуется добывать битумную высоковязкую нефть из продуктивного пласта мощностью 20-30 м и залегающего на глубине примерно 2000 и более метров. В этом случае вследствие большой глубины залегания продуктивного пласта подготовка добычного столба оконтуривающими горно-подготовительными выработками становится экономически неоправданной и технически достаточно сложной. Поэтому предлагаемые способ и технологический комплекс реализуются в данном случае следующим образом (фиг. 3). Вскрытие месторождения битумной нефти 1, как и в предшествующих вариантах (примерах), осуществляют шахтным способом, глубину заложения (проходки) вертикальных шахтных стволов принимают исходя из целесообразности максимально близко «добраться» до продуктивного пласта и в то же время остаться на приемлемом уровне глубины стволов как по чисто техническим условиям, так и по экономическим соображениям. Предположим, что такой величиной глубины заложения горизонта вскрытия (глубины проходки шахтных стволов и, в частности, главного ствола 2) может быть принята величина 1000-1200 м. Именно на этой глубине сооружается околоствольный двор 3 и проходится горно-подготовительная выработка 4. Затем из этой выработки сооружаются (бурятся и обустраиваются) вертикальные нагнетательно-нагревательные скважины 15…l5 (фиг. 3), проходящие через (пересекающие) всю толщу горных пород от выработки 4 до продуктивного пласта битумной нефти 1, а также почти всю мощность (толщину) последнего. При этом нагнетательно-нагревательные скважины, как и в предыдущих примерах, закрепляются обсадными колоннами (трубами), имеющими системы перфорационных отверстий в районе продуктивного пласта 1 для обеспечения гидравлической связи этих скважин с продуктивным пластом, и в целом обустраиваются аналогично с традиционными нефтегазовыми скважинами (цементирование обсадной колонны, герметизация устьев и т.д.). Глубина этих скважин в целом может достигать нескольких тысяч метров, что обеспечивает в конечном итоге возможность эффективного освоения и эксплуатации месторождений высоковязкой битумной нефти даже на больших глубинах залегания. В данном варианте (примере) осуществления способа и технологического комплекса именно в силу большой глубины залегания продуктивного пласта нагнетательно-нагревательные скважины 15…l5 оборудуются так называемыми односторонними звеньями-теплообменниками типа «труба в трубе», включающими «наружные» трубчатые элементы с закрытым концом 27…27 и внутренние (отводящие) трубчатые элементы с открытым концом 28…28. При этом тепловое воздействие, т.е. разогрев продуктивного пласта для снижения вязкости и газогравитационной сепарации битумной нефти осуществляется по всей мощности (по всему объему) продуктивного пласта в пределах охвата дренирующей системы выемочного столба за счет непрерывной циркуляции высокотемпературной теплонесущей текучей среды по следующему циркуляционному контуру (фиг. 3): выход устройства (источника) нагревания и обеспечения циркуляции 14 - нагнетательно-распределительный (питающий) трубопровод 16 на горно-подготовительной выработке 4 - кольцевой зазор между «наружными» трубчатыми элементами с закрытым концом 27…27 и внутренними (отводящими) трубчатыми элементами с открытым концом 28…28 в нагнетательно-нагревательных скважинах 15…l5 - трубопровод 18 обратного («холодного») потока теплонесущей текучей среды циркуляционного контура. Как и в предыдущих вариантах (примерах) реализации способа и технологического комплекса для добычи (извлечения) битумной нефти, в данном случае также строится по меньшей мере одна добывающая скважина с горизонтальным участком ствола скважины в нижней части продуктивного пласта (вблизи его подошвы), закрепленным перфорированной обсадной трубой, а также с вертикальным участком 20, выходящим на выработку 4 и подключенным к устьевому оборудованию 21. Вертикальный участок ствола 20 добывающей скважины обустраивается при этом обычным образом. Ввод в действие, освоение и эксплуатация выемочного столба в рассматриваемом варианте (примере) реализации способа и технологического комплекса осуществляются аналогично предыдущим случаям. Тем не менее, здесь имеется следующее принципиальное отличие. Сжиженная пропанобутановая смесь, нагнетаемая устройством 9 по питающему трубопроводу 16 в кольцевые зазоры между обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин 15…l5 и установленными в них «наружными» трубчатыми элементами с закрытым концом 27…27 скважинных теплообменников типа «труба в трубе», воздействует на продуктивный пласт по всей его мощности (по всему объему в пределах охвата выемочного столба). В силу этого при определенных интенсивности и объемах нагнетания в пласт пропанобутановой смеси в нем формируется и поддерживается другой известный в практике традиционной нефтедобычи режим работы залежи, называемый режимом растворенного газа, который, как известно, является также благоприятным для эффективной эксплуатации нефтяных залежей. В остальном же предлагаемые способ и технологический комплекс по добыче трудноизвлекаемой битумной нефти осуществляются и работают в данном случае аналогично рассматривавшимся выше примерам.
1
2
3
4
1
вх
n-1
вх
1
1
вых
n-1
вых
2
1
4
1
вх
i-1
вх
1
вых
i-1
вых
2
3
1
вх
j-1
вх
1
вых
j-1
вых
л
п
1
2
л
п
3
4
4
3
5
3
4
1
m
6
1
m
5
6
Пример 4. Особый интерес предлагаемые способ и технологический комплекс оборудования могут представлять для практической реализации в случае залегания продуктивной залежи битумной нефти большой мощности (порядка 50-60 м) на сравнительно небольшой, с точки зрения использования шахтного способа для ее вскрытия и подготовки выемочных (добычных) столбов, глубине, которую вполне можно принять исходя из современных технико-технологических возможностей на уровне 1000-1500 м. В данном случае подготовку и отработку добычного столба в соответствии с предлагаемым способом целесообразно осуществлять прямым ходом - от центра шахтного поля к его границам, предварительно оконтурив выемочный столб (фиг. 4) двумя горно-подготовительными выработками 4 и 4, пройденными в кровле продуктивного пласта, и двумя горно-подготовительными выработками 4 и 4, пройденными в подошве (в почве) пласта. Кроме того, для максимально экономичного и вместе с тем эффективного теплового воздействия на продуктивный пласт 1 в выемочном столбе создают (бурят и обустраивают описанным в примерах 1-3 образом) три как бы автономных (независимых) системы нагнетательно-нагревательных скважин, обеспечивающих искусственное формирование и поддержание в выемочном столбе продуктивного пласта описанных выше режимов газовой шапки и растворенного газа при извлечении битумной нефти. Первая называетя горизонтальной системой нагнетательно-нагревательных скважин, имеющих входные устья 15-Г…15-Г на горно-подготовительной выработке 4 и выходные устья 15-Г…15-Г на горно-подготовительной выработке 4 (фиг. 4). Эта горизонтальная нагнетательно-нагревательная система, как и в примерах 1, 2, сооружается, следовательно, в верхней части продуктивного пласта и обеспечивает формирование в выемочном столбе режима газовой шапки. Другая автономная система нагнетательно-нагревательных скважин, названная условно левой, строится в наклонной плоскости слева направо между горно-подготовительными выработками 4 и 4 и имеет входные устья 15-Л…15-Л и выходные устья 15-Л…15-Л на указанных горно-подготовительных выработках соответственно. Наконец, третья автономная система нагнетательно-нагревательных скважин, названная условно правой, строится в наклонной плоскости справа налево между горно-подготовительными выработками 4 и 4 и имеет входные устья 15-П…15-П и выходные устья 15-П…15-П на указанных горно-подготовительных выработках соответственно. В остальном все три автономные системы нагнетательно-нагревательных скважин выполняются точно так же, как и в изложенных выше примерах (вариантах) 1, 2. При этом, как видно из фиг. 4, левая и правая нагнетательно-нагревательные автономные системы пересекают (пронизывают) всю мощность продуктивного пласта в выемочном столбе и обеспечивают в нем формирование и поддержание режима работы растворенного газа. Кроме того, извлечение нефти в данном примере осуществляется двумя добычными скважинами, также условно названными левой и правой, с пройденными вертикальными участками и устьями 20 и 20 на горно-подготовительных выработках 4 и 4 соответственно, а также горизонтальные участки ствола 19 и 19, пройденные в нижней части продуктивного пласта 1 от выработки 4 к началу выработки 4 и от выработки 4 к началу выработки 4 соответственно. В остальном же отработка выемочного столба и добыча битумной нефти осуществляется точно так же, как и в предыдущих вариантах (примерах), описанных выше. Дальнейшим развитием и повышением технологичности и эффективности отработки добычного столба для рассматриваемых условий может явиться повышение степени оконтуренности добычного столба путем проведения еще одной дополнительной горно-подготовительной выработки 4 (так называемой выработки сбойки), проведенной между выработками 4 и 4 (фиг. 5). В этом случае исключается необходимость сложного и дорогостоящего бурения горизонтальных участков (фиг. 4) в добычных скважинах, да и сами добычные скважины 19…l9 могут сооружаться с помощью простейших технологий бурения. Наконец, при оконтуривании выемочного столба еще одной дополнительной горно-подготовительной выработкой 4 (фиг. 6) появляется возможность бурения и обустройства устьев добычных скважин 19…l9 на выработках 4 и 4, что обеспечит полностью контролируемое и управляемое ведение эксплуатационных работ по добыче нефти в процессе отработки выемочного столба.
1
n-1
Пример 5. Пусть отработке подлежит месторождение с относительно невысокой вязкостью нефти, но все же не поддающееся освоению и рентабельной эксплуатации с помощью обычных традиционных скважинных технологий. В этом случае предлагаемый способ и технологический комплекс оборудования могут быть реализованы с некоторым упрощением нагнетательно-нагревательных систем продуктивного пласта за счет того, для нагревания продуктивного пласта в нагнетательно-нагревательных скважинах 15…15 устанавливают электрические нагревательные элементы, конструктивно выполненные как бы аналогичным образом по сравнению с трубчатыми теплообменными звеньями, рассматривавшимися выше в примерах 1-4. Питание таких скважинных электрических нагревательных элементов может осуществляться обычным путем (по кабельным электрическим соединительным линиям) от газотурбинной электростанции самого технологического комплекса и(или) от систем централизованного электроснабжения. В остальном же предлагаемые способ и технологический комплекс добычи вязкой нефти осуществляются таким же образом, как это описывалось и выше.
Использованные источники
1. Ильюша А.В. и др. Способ разработки угольных месторождений и комплекс оборудования для его осуществления. - Патент РФ №2027854 (1995 г.). - Опубликовано 27.01.1995.
2. ЦАО Жэньфэн Ричард (US), НГУЙЭН Скотт Винх (US). Нагрев подземных углеводородных пластов циркулируемой теплопереносящей текучей средой. - Патент РФ №2537712. - Патентообладатель(и): ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL) - Опубликовано: 10.01.2015.
3. Хисамов Раис Салихович (RU) и др. Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием. - Патент РФ №2534306. - Патентообладатель: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU). - Опубликовано: 27.11.2014.
4. Рузин Леонид Михайлович (RU) и др. Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти. - Патент РФ №2535326. - Патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (RU) - Опубликовано: 10.12.2014.
5. Файзуллин Илфат Нагимович (RU) и др. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием. - Патент РФ №2537456. Патентообладатель: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU). - Опубликовано: 10.01.2015.
6. Ильюша А.В. и др. Способ разработки сланцевых нефтегазоносных залежей и технологический комплекс оборудования для его осуществления. - Решение о выдаче патента РФ от 03.12.2014 г. по заявке №2014106152/03. - Патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Государственный университет управления» (ГУУ) (RU) - прототип.