ТРЕХРЯДНЫЙ СПОСОБ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ
THREE-ROW THERMAL WELL HIGH-VISCOSITY OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.
Известен способ для добычи высоковязкой нефти (см. патент США №4434849, Е21В 43/24, опубл. 06.03.84), включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности и из горной выработки, отбор нефти через радиально расположенные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки.
Недостатком этого способа является то, что закачка пара производится из горной выработки через радиально расположенные скважины. Это приводит к неравномерному прогреву пласта, а также к значительному выделению тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм и большим затратам по нормализации теплового режима в горных выработках с работающим персоналом.
Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2114289, Е21В 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением теплоносителя по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.
Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти, ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки). Все это приводит к снижению темпов закачки теплоносителя и добычи нефти и, следовательно, к увеличению времени выхода на проектную добычу нефти.
Наиболее близким по технической сущности, принятом авторами за прототип, является «Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти» (см. патент РФ №2199557, Е21В 43/24 от 17.04.2001), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности. Парораспределительные скважины и дополнительные добывающие скважины бурят из горной выработки, при этом дополнительные добывающие скважины переводят в разряд парораспределительных после заполнения их паром. Таким образом, нагнетательные скважины, парораспределительные скважины и добывающие-парораспределительные скважины образуют систему прогрева нефтяного пласта.
Однако опыт разработки показал, что при подземно-поверхностном способе разработки месторождения высоковязкой нефти коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин только в первый год разработки достигает 0,8-0,9, а затем достаточно быстро устанавливается гидродинамическая связь между нагнетательными, парораспределительными и добывающими скважинами и происходит прорыв пара в добывающие скважины, что требует снижения темпа закачки пара и приводит к снижению темпов отбора нефти. Таким образом, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин снижается в процессе разработки и к концу эксплуатации не превышает 0,2-0,3. Учитывая, что стоимость поверхностных нагнетательных скважин примерно в 40 раз больше, чем подземных скважин, происходит существенное удорожание обустройства месторождения и увеличение сроков разработки месторождения.
Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на обустройство месторождения и обеспечение более высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.
В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом трехрядном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и закачку пара в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, образующие систему прогрева пласта с парораспределительными скважинами, ориентированными в кровлю пласта, и дополнительными добывающими скважинами, ориентированными в среднюю часть пласта, пробуренными из горной выработки и проходящими в зоне влияния нагнетательной скважины.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями, образуя трехрядную систему отбора нефти, в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта;
- бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами системы отбора нефти;
- нагнетательные скважины системы прогрева бурят на всю толщину пласта при отсутствии водонефтяного контакта (ВНК), а при его наличии забой располагают выше ВНК;
- дополнительную добывающую скважину системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин системы отбора нефти;
- после прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их закрывают или переводят на периодическую эксплуатацию, сохраняя темп нагнетания пара в нагнетательные скважины;
- после прорыва пара во внутренний ряд добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара в нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв пара.
Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на обустройство месторождения и обеспечение более высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.
Указанная совокупность существенных признаков способствует созданию благоприятных условий для повышения коэффициента эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин. Так, наличие трехрядной системы отбора нефти, добывающие скважины которой пробурены с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт, и расположение системы прогрева между каждыми тремя рядами добывающих скважин позволяет сократить количество дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин, одновременно создавая условия для равномерного продвижения теплового фронта от нагнетательных скважин к галерее. На первой стадии пар быстрее всего прорывается в парораспределительную скважину, ориентированную в кровлю пласта, осуществляя прогрев околоствольного пространства и максимальный отбор нефти на этой стадии происходит из дополнительных добывающих скважин. После прорыва пара в дополнительную добывающую скважину ее переводят в разряд парораспределительных, при этом одновременно прогрев пласта происходит и от всей поверхности нагнетательных скважины. Темп нагнетания пара и его параметры остаются высокими, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин также остается на уровне 0,9. Сохраняется темп нагнетания пара и его параметры при прорыве пара во внешние ряды добывающих скважин, так как их переводят на периодическую эксплуатацию, предотвращая прорывы пара в галерею. В этот период максимальный отбор нефти происходит из внутреннего ряда трехрядной системы отбора, а период уменьшения темпа нагнетания пара в нагнетательные скважины отодвигается на более отдаленный период времени. Происходит образование равновесной системы: уменьшение количества дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин и увеличение количества дешевых подземных добывающих скважин, равномерно распределенных по всей площади участка месторождения, регулирование темпов отбора нефти по скважинам создает благоприятные условия для изменения движения теплового потока в пласте, увеличения охвата пласта тепловым воздействием, высокий охват дренирования всей толщины пласта и сохранение высоких темпов закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины. Таким образом, длительное время, в течение нескольких лет коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин достигает 0,8-0,9, что приводит к существенному снижению затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти и темпах закачки пара с высокими термодинамическими параметрами.
Таким образом, заявленный способ обеспечивает сокращение затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные; признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.
На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в плане; на фиг. 2 - тот же участок, разрез А-А фиг. 1.
На нефтяном месторождении (фиг. 1, 2) высоковязкой нефти или природного битума, подлежащем термошахтной разработке, сооружают не менее двух вертикальных шахтных стволов 1 (подъемный и вентиляционный), обеспечивающих доступ к нефтяному пласту 2, проходку и вентиляцию горных выработок (галерей) 3, которые сооружают в подошве пласта 2 вблизи ВНК или ниже нефтяного пласта при отсутствии ВНК. На действующих месторождения, разрабатываемых по термошахтной технологиям, строительство новых стволов не требуется. Из галереи 2 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины 6 с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта, образуя трехрядную систему отбора нефти, обеспечивая высокий охват дренирования всей толщины пласта 2. Добывающие скважины 6 располагают параллельными или радиальными рядами. Добывающие скважины каждого ряда системы отбора нефти в ярусах располагают, как правило, в одной вертикальной плоскости, при этом допускается отклонение в вертикальной плоскости до ±5 м по горизонтали.
Между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти бурят скважины системы прогрева пласта; нагнетательную 5, парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. Нагнетательные скважины 5 бурят с поверхности вблизи границы 4 участка. При отсутствии ВНК вертикальные нагнетательные скважины 5 бурят до подошвы продуктивного пласта 2. При наличии ВНК забой нагнетательных скважин располагают выше ВНК, например на 5-10 м. Парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 скважины системы прогрева бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м, при этом парораспределительную скважина 7 ориентируют в кровлю пласта и она пересекает нагнетательную скважину 5 или находится в зоне ее влияния. Дополнительную добывающую скважину 8 системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин 6 системы отбора нефти в зоне влияния нагнетательной скважины 5 и ориентируют в среднюю часть пласта 2.
Вертикальные нагнетательные скважины 5 обустраивают для закачки пара. Все подземные скважины: добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 обсаживают на глубину 50 при параллельном расположении, и на 150 м при радиальном расположении рядов скважин и оборудуют запорной арматурой. Обсадка подземных скважин 6, 7 и 8 позволяет, при их закрытии, создать на устье скважин гидравлический затвор на глубину 50-150 м, который будет препятствовать прорыву пара и тепла в рудничную атмосферу.
Заявленный способ осуществляют следующим образом.
Стадия 1. Пар с высоким темпом закачивают во все нагнетательные скважины 5. Он попадает в парораспределительные скважины 7, осуществляя прогрев околоствольного пространства. Так как добывающие скважины 6 находятся довольно далеко от парораспределительных скважин 7, то до установления гидродинамической связи между ними нефть будет вытесняться в дополнительные добывающие скважины 8, которые расположены рядом. На этой стадии, устья добывающих скважин 6 и 8 открыты, а парораспределительных 7 открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.
Стадия 2. На этой стадии происходит прорыв пара в дополнительные добывающие скважины 8 и их переводят в разряд парораспределительных, при этом парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины закрывают и открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта 2 в районе стволов парораспределительных 7 и дополнительных добывающих скважин 8, которая обеспечивает большую поверхность взаимодействия пара с пластом 2. На этой стадии устанавливается гидродинамическая связь между парораспределительными 7 и дополнительными добывающими 8 скважинами с внешними рядами добывающих скважин 6. Происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 6 внешних рядов трехрядной системы отбора нефти.
Стадия 3. После прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин 6 их закрывают или переводят периодическую эксплуатацию, сохраняя темп закачки пара в нагнетательные скважины 5. В этот период парораспределительные скважины 7, дополнительные добывающие скважины 8 и внешние ряды добывающих скважин периодически открывают для спуска накопившейся жидкости. За счет интенсивной закачки пара на этой стадии происходит интенсивный разогрев пласта 2 и устанавливается гидродинамическая связь со средним рядом добывающих скважин 6..
Стадия 4. К началу этой стадии пласт 2 достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. При прорыве пара в средний ряд добывающих скважин 6 трехрядной системы отбора нефти скважины переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара только в нагнетательные скважины 5, от которых произошел прорыв в средний ряд добывающих скважин 6. Парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и внешние ряды добывающих скважин 6, в которые произошел прорыв пара, открывают только для спуска накопившейся в них жидкости.
Стадия 5. В зависимости от выработки участков пласта 2 пар закачивают только в нагнетательные скважины 5, которые связаны с наименее разработанными участками пласта 2. Все парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и добывающие скважины 6, в которых нет прорывов пара, открыты. При прорывах пара подземные скважины переводят на периодический режим эксплуатации для спуска жидкости. Прогрев пласта 2 происходит от кровли к подошве и от границ 4 разрабатываемого участка к галерее 3, что ведет к снижению поступления тепла в рудничную атмосферу и обеспечивает нормальные условия труда для производственного персонала.
2
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 15-20 тыс. мПа*с. Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности. На трех действующих шахтах Ярегского месторождении подъемный и вентиляционный стволы 1 с околоствольными дворами и камерами технологического назначения уже построены, поэтому для осуществления способа последовательно вводят новые участки для осуществления трехрядного способа термошахтной разработки. Галерею 3 сооружают в подошве продуктивной части пласта 2 сечением 7,5-14.9 м в свету, что необходимо для размещения в ней буровых станков (например, ПБС-2Т, VLD-1000). Из галереи 3 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт. Подземные добывающие скважины в рядах располагают параллельно друг другу или радиально. При параллельном расположении скважин расстояния между устьями и забоями добывающих скважин друг от друга 20 м. При радиальном расположении добывающих скважин расстояния между устьями скважин 2 м, между забоями - 20 м. Бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти: парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. В зависимости от мощности подземных буровых станков протяженность подземных скважин составляет до 300 м (ПБС-2Т) и до 800 м (VLD-1000). В зависимости от толщины пласта количество ярусов в ряду скважин определяют шагом в 10 м по вертикали, при этом забои добывающих скважин нижнего яруса располагают не менее 5 м от ВНК для предотвращения прорыва воды из водоносного горизонта. Все подземные скважины (добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные 8) обсаживают на глубину 50 м, при параллельном расположение рядов и 150 м при радиальном расположении рядов. Подземные скважины 6, 7 и 8 цементируют на глубину обсадки, и далее идет открытый ствол или обсаженный перфорированной колонной. К каждой парораспределительной скважине 7 с поверхности на расстоянии 50-70 м от границы участка 4 бурят вертикальную нагнетательную скважину 5, забой которой располагают выше ВНК на 5-10 м. Парораспределительные скважины 7 ориентированы в кровлю пласта, а дополнительные добывающие скважины 8 ориентированы в середину пласта и проходят в зоне влияния нагнетательных скважин 5.
Пар от котельной или парогенераторной установки (ПТУ) подают в нагнетательные скважины 5 максимальными темпами с давлением до 1,6 МПа и температурой до 200°С (с большей температурой пар закачивать в условиях шахтной разработки Ярегского месторождения нельзя из-за возможности начала возгонки нефти и выделения летучих фракций, которые могут попасть в горные выработки). Добываемую жидкость из подземных скважин 6, 7, 8 транспортируют по специальной канавке в галереи 3 или по трубопроводу, проложенному в галерее 3 в сборные емкости (зумпфы), откуда она откачивается на поверхность или нефтесборники у ствола шахты 1. После предварительной подготовки нефти она откачивается на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.
Изобретение по сравнению с прототипом позволяет существенно сократить затраты на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти, которые достигаются за счет более высоких темпов закачки пара и соответственно более высоких темпах разогрева пласта.