УСТРОЙСТВО ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Предлагаемая полезная модель относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известно устройство шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающее горные выработки, подземные скважины, поверхностные скважины, используемые как для закачки пара, так и для отбора жидкости и контрольную скважину с термодатчиком, в соответствии с которым регулирование температуры в горных выработках осуществляют путем заводнения галереи (Патент РФ №2143060, кл. Е21В 43/24, оп.1999.12.20).
Недостатком устройства является обеспечение регулировки температуры в горных выработках путем заводнения галереи, что является нерациональным вариантом при шахтной разработке месторождения высоковязкой-нефти.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому решению, выбранным авторами за прототип, является устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающее горные выработки, подземные скважины, поверхностные нагнетательные скважины с управляющими устройствами по регулированию закачки пара. (Патент РФ №2267604, кл. Е21В 43/24, от 2006.01.10).
Известное устройство позволяет управлять прогревом пласта при прорыве пара в подземные скважины только путем регулирования закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины с помощью управляющих устройств.
Однако в трещиновато-пористом пласте при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами возможен быстрый прорыв пара в подземные скважины и, как результат, поступление пара в горные выработки до момента его полной конденсации на данном участке пласта. Это приводит к нерациональному использованию энергии пара, а также к возможному разрушению горных выработок от действия высокой температуры. В результате требуется отключение ряда поверхностных нагнетательных скважин на участках пласта с невысокой температурой прогрева. Прогрев таких участков будет осуществляться практически только за счет теплопроводйости от соседних скважин. Скорость распространения тепла за счет теплопроводности невысокая и, следовательно, темп отбора нефти на этих участках снижается. Также возможен вариант отключения парящих подземных скважин вручную, однако это не позволяет освободить персонал от обслуживания подземных скважин и перейти на безлюдную эксплуатацию шахтных добычных блоков.
Техническим результатом, достигаемым настоящей полезной моделью является повышение эффективности разработки месторождения при наличии гидравлической связи между поверхностными нагнетательными и подземными скважинами за счет выравнивания теплового фронта, повышения температуры нагрева пласта и, как результат, увеличения темпов отбора нефти при предотвращении прорыва пара в горные выработки.
Указанный технический результат достигается предлагаемым устройством термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем горные выработки, подземные скважины, поверхностные нагнетательные скважины с управляющими устройствами по регулированию закачки пара, которое дополнительно снабжено на устье каждой подземной скважины запорным устройством с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара. В качестве запорного устройства используют, например, поплавковый клапан.
Термошахтная разработка отличается высокой плотностью сетки подземных скважин, которая на два-три порядка превышает плотность сетки скважин при разработке нефтяного месторождения скважинами с поверхности. Высокая плотность подземных скважин обуславливает регулярные прорывы пара от поверхностных нагнетательных скважин в подземные и, далее, по ним в горные выработки. Прорывы пара при высокой плотности сетки подземных скважин и неоднородностях пласта имеют вероятностный характер, слабо поддающийся прогнозированию. Использование предлагаемой полезной модели позволит повысить эффективность разработки трещиновато-пористого пласта месторождения при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностными нагнетательными скважинами и подземными скважинами, обеспечивая возможность перекрытия устья каждой подземной скважины при прорыве в нее пара за счет срабатывания запорного устройства. Так, например, поплавковый клапан при прорыве пара за счет собственного веса сразу опустится вниз, перекрывая устье подземной скважины, и, как результат, происходит предотвращение поступления пара в горные выработки. При этом будет продолжаться закачка пара по нагнетательным скважинам, от которых произошел прорыв, а по подземным парораспределительным скважинам и -добывающим скважинам, в которые прорвался пар, тепло будет поступать в пласт, обеспечивая выравнивание продвижения теплового фронта по пласту. При конденсации пара в скважине с закрытым устьем и заполнении скважины водонефтяной жидкостью выталкивающая сила, действующая на поплавок, за счет превышения веса клапана обеспечивает всплытие поплавкового клапана и открытие устья подземных скважин, то есть скважины начинают работать как добывающие. Процесс отбора жидкости продолжается до нового цикла прорыва пара в скважины. В этом случае вновь срабатывает запорное устройство, перекрывая устье подземной скважины, и, как результат, происходит предотвращение поступления пара в горные выработки и продолжается поступление пара непосредственно в пласт через подземные скважины, обеспечивая выравнивание продвижения теплового фронта по всему пласту. Это позволяет повысить равномерность прогрева пласта и перейти на закрытую эксплуатацию шахтных блоков, исключающую присутствие людей в горных выработках шахтного блока. Шахтные блоки переводят на закрытый режим эксплуатации. При закрытой эксплуатации не теряется тепло, которое уносится с вентиляционной струей. Это повышает тепловую эффективность термошахтной разработки, достигаются более высокие значения температуры пласта при тех же объемах закачки пара, что приведет к увеличению темпа отбора и коэффициента извлечения нефти.
Сущность заявляемой полезной модели поясняется схемами.
На фиг.1 изображен участок разрабатываемого месторождения и общая схема управления работой поверхностных нагнетательных скважин при варианте автоматизации процесса управления скважинами. На фиг.2 (разрез по А-А) представлена схема обвязки системой регистрации температуры добываемой жидкости по подземным скважинам и размещению поплавковых клапанов при автоматизации процесса. На фиг.3 показана принципиальная схема исполнения запорного устройства, выполненного в виде, например, поплавкового клапана и его положение в период, когда по подземной скважине добывается жидкость. На фиг.4 показано положение поплавкового клапана в период прорыва пара по подземной скважине.
На участке 1 месторождения высоковязкой нефти или природного битума, обустроенного для термошахтной разработки, например, по подземно-поверхностной системе в горных выработках 2 на устьях подземных скважин 3 устанавливают запорное устройство 4 с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара. В качестве запорного устройства используют, например, поплавковый клапан, который состоит из поплавка 5 и клапана 6. При работе скважины во время отбора жидкости 7 под действием выталкивающей силы, поплавок 5, согласно закону Архимеда, всплывает, и жидкость 7 выливается в нефтесборную канавку 8. При прорыве пара 9 в подземную скважину, поплавок опускается под действием собственного веса клапана 6 и клапан перекрывает выходное сечение, предотвращая прорыв пара в горные выработки. Запорное устройство для автоматического перекрытия устья подземных скважин также может быть выполнено, например, в виде пластины из металла с памятью, которая увеличивается в размере при повышении температуры в момент прорыва пара и перекрывает устье скважины, а при конденсации пара и снижении температуры уменьшается в размере и открывает устье скважины. Запорное устройство также может быть выполнено в виде поворотного крана, приводом которого также может служить металл с памятью. Возможны другие варианты исполнения запорных устройств.
При варианте исполнения автоматизации процесса управления работой скважин на устьях подземных скважинах 3 дополнительно устанавливают датчики температуры 10. В качестве датчиков используют, например, оптические искровзрывобезопасные датчики, предназначенные для шахтных условий. По каналу 11 передачи информации значения температуры поступают в диспетчерский пункт на обработку в компьютер 12. В качестве канала передачи информации используют, например, оптическое волокно, которое отвечает требованиям безопасности и применимо в шахтах. Поверхностные нагнетательные скважины 13 оборудуют управляющими устройствами 14 по регулированию закачки пара и узлами 15 учета расхода и параметров пара. Информация по расходу пара по нагнетательным скважинам по системе связи 16 передается в компьютер 12. После обработки информации по подземным и поверхностным нагнетательным скважинам, вырабатывают управляющие действия, которые передают по системе связи 16 на управляющие устройства 14 нагнетательных скважин 13. В соответствии с выработанным управляющим действием по нагнетательным скважинам 13 с помощью управляющих устройств 14 по регулированию закачки пара обеспечивают необходимый объем закачки пара.
Таким образом, возможность исполнения автоматизации процесса управления работой поверхностными нагнетательными скважинами, а также автоматическое перекрытие устьев подземных скважин с помощью запорных устройств в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара позволит обеспечить выравнивание продвижения теплового фронта по всему пласту, повысить равномерность прогрева пласта и обеспечить безлюдную эксплуатацию добычных горных выработок.
2
3
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8ºС, пластовое давление - 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость - 26%, проницаемость - 3 мкм, нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти -12000 мПа.с, плотность нефти - 933 кг/м. В качестве теплоносителя используют водяной насыщенный пар.
На участке 1 проходят горные выработки 2, осуществляют бурение поверхностных нагнетательных скважин и подземных скважин 3. Участок обустраивают для термошахтной разработки, например, по подземно-поверхностной системе. Рассмотрим вариант автоматизации процесса управления скважинами. В горных выработках 2 на устье каждой подземной скважины 3, добывающей и парораспределительной, устанавливают запорное устройство 4 с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара, например, поплавковый клапан, поплавок которого соединен с помощью гибкой или жесткой связки с клапаном, при этом поплавок 5 выполняют, например, из пробкового материала, а клапан 6, выполняют, например, из стали. При работе скважины во время отбора жидкости 7 под действием выталкивающей силы, действующей на поплавок 5 и превышающей вес клапана 6, поплавок всплывает, и жидкость 7 выливается в нефтесборную канавку 8. При прорыве пара 9 в подземную скважину, поплавок опускается под действием собственного веса клапана 6 и клапан перекрывает выходное сечение, предотвращая прорыв пара в горные выработки. При конденсации пара в скважине с закрытым устьем и заполнении скважины водонефтяной жидкостью выталкивающая сила, действующая на поплавок, за счет превышения веса клапана обеспечивает всплытие поплавкового клапана и открытие устья подземной скважины, то есть скважины начинают работать как добывающие. Процесс отбора жидкости продолжается до нового цикла прорыва пара в скважины. В этом случае вновь срабатывает запорное устройство, перекрывая устье подземной скважины, и, как результат, происходит предотвращение поступления пара в горные выработки, но продолжается поступление пара непосредственно в пласт через подземные скважины, обеспечивая выравнивание продвижения теплового фронта по всему пласту. Габаритные размеры поплавка и клапана и их вес определяют расчетным путем по известным зависимостям. На устье каждой подземной скважины 3 также устанавливают, например, оптические датчики температуры 10. По каналу 11 передачи информации, например, оптическому волокну информация по температуре добываемой жидкости по каждой подземной скважине 3 поступает на компьютер 12 диспетчерского пункта. Поверхностные нагнетательные скважины 13 оборудуют управляющими устройствами 14 по регулированию закачки пара и узлами 15 учета расхода и параметров пара. В результате обработки полученной информации по подземным 3 и поверхностным 13 скважинам по специальной программе или по команде диспетчера выдают управляющее действие на нагнетательные скважины по регулированию закачки пара в зависимости от температуры добываемой жидкости. Таким образом, осуществляется автоматическое прекращение закачки пара при повышении температуры добываемой жидкости выше установленных пределов за счет передачи информации от подземных скважин по оптическому кабелю в компьютер диспетчерского пункта, в котором производят ее обработку и передают команды на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины.
Оборудование устьев подземных скважин запорными устройствами 4, например, в виде поплавковых клапанов и датчиками температуры 10 позволяет управлять работой подземных скважин в автоматическом режиме, без присутствия человека в добычных горных выработках 2, что обеспечивает безлюдную эксплуатацию добычных горных выработок 2. Таким образом, выработки 2 можно закрыть перемычками с оставлением спускного отверстия в них и отсечь эти выработки от общешахтной вентиляционной струи, что сокращает потери тепла, уносимого вентиляционной струей. За счет сохранения тепла в пласте и регулирования продвижением теплового фронта повышается температура пласта, и, как результат, темп отбора и коэффициент извлечения нефти.
Применение предложенного способа позволит существенно повысить эффективность разработки месторождения за счет повышения коэффициента извлечения нефти, сокращения срока отработки шахтных блоков, перехода на безлюдную эксплуатацию шахтных добычных участков и повышения безопасности работ в нефтяных шахтах.