СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ
METHOD OF THERMAL OIL PRODUCTION

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термической добыче нефти.
Известен целый ряд тепловых способов добычи нефти. Один из которых - «Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения» [Патент РФ №2494242, МПК Е21В 43/243], в котором обеспечивается более быстрый рост средней температуры по залежи и более высокое значение добычи вязкой нефти уже на начальном этапе ее разработки.
Способ внутрипластового горения (ВГ) широко применяется при добыче высоковязкой нефти и битумов с обводненностью не более 40%. Свыше этой обводненности высоковязкая нефть и битумы горят плохо. В практике термической добычи обычной (низковязкой) нефти способ ВГ широкого распространения не получил. Хотя нефтеотдача (коэффициент извлечения обычной нефти КИН) в слабо обводненных пластах при ВГ достигает 70%, а потери составляют всего лишь 15% сгораемой нефти.
Наиболее близким прототипом является «Способ термической добычи нефти» [Патент РФ №2057917, МПК Е21В 43/243], предусматривающий наличие угольных пластов, залегающих как выше, так и ниже нефтеносного пласта. При этом вскрытие нефтеносного и угольного пластов осуществляют соответственно горизонтальными и вертикальными скважинами, затем соединяют их между собой, а очаг горения создают в угольном пласте, причем нагнетание в нефтеносный пласт горячего газового агента осуществляют по газоотводящим скважинам без извлечения его на дневную поверхность. Давление в очаге горения, созданном в угольном пласте, поддерживают на уровне не меньше суммарного гидравлического сопротивления скважин и нефтеносного пласта, а извлечение нефтегазовой смеси осуществляют через эксплуатационные скважины в циклическом режиме.
Но [Байбаковым Н.К. и Гарушевым А.Р. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений», М., Недра, 1981, на стр. 68] установлено, что горячим газом конечный коэффициент вытеснения нефти составляет только 46%. Самым эффективным вытесняющим теплоносителем является пар с конечным коэффициентом вытеснения около 90%. Пар на линии насыщения пароводяной смеси с температурой 340-350° при давлении 14-15 МПа становится не только вытеснителем, но и эффективным химическим растворителем нефти, обеспечивая наивысший коэффициент вытеснения 90% [Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. «Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей», Киев, Наукова думка, 1979].
Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.
Поставленная цель достигается тем, что создающееся тепловое поле в процессе горения угольного пласта используют для контактного нагрева нефтеносного пласта, залегающего через глинистый пласт-перемычку выше или ниже угольного, и создания в нем пароводяного фронта с температурой пара на линии насыщения, для чего бурят дутьевые горизонтальные обсаженные скважины в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине, между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами, в промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья, создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти.
На фиг. 1 показано тепловое поле горящего угольного пласта, смежного глинистого пласта и вышележащего нефтеносного пласта (симметричное поле нижележащего нефтеносного пласта с нижним пластом-покрышкой не показано), 1 - глинистая покрышка; 2 - нефтеносный пласт; 3 - глинистый пласт-перемычка (кровля угольного пласта); 4 - угольный пласт; 5 - глинистая почва угольного пласта (глинистая покрышка нижележащего нефтеносного пласта); 6 - огневой фронт горения; 7 - очаг горения; 8 - зола; 9 - обрушенная порода пласта-перемычки; 10 - пароводяной фронт; 11 - вытесняемая нефть; 12 - нагнетаемая вода.
На фиг. 2 показана схема одного из вариантов расположения скважин при термической добыче нефти, 1 - дутьевые горизонтальные скважины; 2 - газоотводящие горизонтальные скважины; 3 - нефтедобывающие горизонтальные скважины; 4 - нагнетательная скважина; 5 - круговой огневой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт. Стрелками показаны направления движения соответственно воздуха, газа и пароводяного фронта.
Тепловое поле (нелинейное) очага горения 7 угольного пласта 4 с максимальной температурой 2000°С, показанное на фиг. 1 изолиниями равных температур, за счет температуропроводности смежного глинистого пласта-перемычки 3 достигает нефтеносного пласта 2 при температуре 425°С в его подошве, а в кровле - до 350°С. Покрышкой 1 нефтеносного пласта 2 и почвой 5 угольного пласта 4 являются глинистые пласты. Образованный пароводяной фронт 10 на изолинии 350°С нагревает нагнетаемую в пласт воду 12 и вытесняет нефть 11 из нефтеносного пласта 2. В очаге горения 7 огневой фронт 6 по мере сгорания угля перемещается, оставляя золу 8, а глинистые породы 9 пласта-перемычки 3 плавно обрушаются, забутовывая выжженное пространство в очаге горения 7. Передний фронт теплового поля более крутой за счет анизотропии температуропроводности (вдоль пластов она выше, чем поперек).
Температура пароводяной смеси 350°С выбрана на примере Арланского (Башкортостан) нефте-угольного месторождения на глубине 1200-1400 м, на которой давление 14 МПа. Именно при этом давлении пар выходит на линию насыщения. Аналогичные условия на нефте-угольных месторождениях Татарстана. На других месторождениях температура пароводяной смеси выбирается в соответствии с глубиной залегания нефте-угольной пары пластов.
р
Создаваемое сгоранием угля тепловое поле находится через теплопроводность пластов λ, взаимосвязанную с их температуропроводностью α, теплоемкостью С и плотностью ρ следующим выражением [7]:
-6
2
3
р
где α - средняя температуропроводность песчано-глинистых пород нефтеносного пласта и пласта-перемычки равна 0,814·10 м/с; С - теплоемкость пластов (904 Дж/кг·град); ρ - плотность пород (2400 кг/м).
В то же время теплопроводность пластов λ определяется через тепловой поток, создаваемый сгоранием угля из выражения:
2
где Q - теплота сгорания угля, равная 25 МДж для длиннопламенной марки Д (Арланское месторождение); ΔТ - перепад температуры (2000-350=1650°С) в толще пород в интервале Δh (м); S - единичная площадь теплового потока (1 м); t - время прогрева толщи пород (1 сутки=86400 с).
Подставив выражение (2) в (1), получим:
Из выражения (3) найдем толщину песчано-глинистых пород Δh, прогреваемую в границах теплового поля:
Подставив в (4) численные значения, получим искомую толщину прогреваемых песчано-глинистых пород Δh:
-6
6
Δn=0,814·10·1650·904·2400·1·86400/25·10=10,1 м.
Полученная величина Δh подтверждает возможность контактного нагрева тепловым полем нефтеносного пласта толщиной 5 м через пласт-перемычку 5 м до температуры 350-400°С в течение суток, при которой создается пароводяная смесь на линии насыщения пара, вытесняющая до 90% нефти из нефтеносного пласта.
3
Для прогрева 1 м нефтеносного пласта необходимо 0,25-2,72 Гкал тепла в зависимости от времени нагрева [Байбаков Н.К. … стр. 154]. Для нагрева 5-метрового пласта в течение суток требуется 0,75·5=3,75 Гкал или 3,75·4,19=15,7 ГДж. При скорости горения угля марки Д 10 т/сут выделится тепла Q=25·10·10=250 ГДж. В окружающие угольный пласт горные породы уйдет 15% тепла. Это так называемые потери подземной газификации угля [Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. «Подземная газификация угольных пластов», М., Недра, 1982, стр. 15]. На одну сторону эти потери составят половину - 7,5% и пойдут по прямому назначению - созданию теплового поля в пласте-перемычке и в нефтеносном пласте. Это составит 250·0,075=18,75 ГДж, что превышает величину потребности нефтеносного пласта для нагрева его в течение суток (15,7 ГДж).
Предлагаемый способ предназначен не только для эксплуатируемых месторождений нефти, но и для полностью обводненных, выработавших запасы месторождений с конечным коэффициентом извлечения нефти КИН=0,35-0,45. Способ реализуется следующим образом.
В блоке из семи (фиг. 2) законсервированных или еще действующих эксплуатационных скважин (например, по треугольной сетке) бурятся с боковой зарезкой шесть дутьевых горизонтальных обсаженных скважин 1 в угольном пласте в направлении к одной центральной, которую оставляют в качестве нагнетательной 4. Между ними вновь бурятся в том же направлении еще шесть вертикально-горизонтальных скважин в угольном пласте, обсаженных перфорированными трубами, которые предназначены в качестве газоотводящих 2. В промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами вновь бурятся в том же направлении двенадцать нефтедобывающих вертикально-горизонтальных необсаженных или обсаженных перфорированными трубами скважин в нефтеносном пласте, которые предназначены в качестве нефтедобывающих 3. Таким образом, подготовлены условия в угольном пласте для кругового фронта горения угля и синфазного с ним кругового пароводяного фронта 5 вокруг нагнетательной скважины.
После подготовки всего блока, либо частично, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья. Когда все дутьевые и газоотводящие скважины запущены и образовавшийся вокруг нагнетательной скважины круговой огневой фронт горения через сутки прогреет нефтяной пласт до температуры 350-400°С, начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину. После чего запускаются нефтяные эксплуатационные скважины и начинается отбор нефти. Нефть из выработанной залежи будет обводненной, но коэффициент извлечения ее будет достигать 90%. Так как в очаге горения температура достигает 2000°С (при парокислородном дутье), то стальные обсадные трубы на забое дутьевых скважин по мере перемещения очага горения оплавляются. При воздушном дутье температура в очаге горения снижается до 1600°С, трубы также оплавляются, но скорость огневого фронта понижается, время прогрева нефтяного пласта увеличивается и темпы нагнетания воды и отбора нефти соответственно снижаются.
Технический эффект: возможность использования способа на полностью обводненных, выработавших запасы месторождениях с высоким коэффициентом извлечения нефти до 90%.