СПОСОБ ШАХТНО-СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предлагаемые изобретения относятся к топливно-энергетическому комплексу и могут быть использованы для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти.

Известны способы шахтно-скважинной добычи нефти, включающие капитальные горные работы по вскрытию нефтеносных пластов шахтными стволами и основными подземными горно-подготовительными выработками, создание из основных подземных горно-подготовительных выработок каналов доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательных (стимулирующих нефтеотдачу) и добычных скважин с протяженными в пласте участками ствола скважин.

Известно большое количество способов и технологий гидравлического разрыва (ГРП) нефтегазоносных пластов, различающихся свойствами и качеством рабочей (технологической) жидкости гидроразрыва и проппантов, закачиваемых в пласт с поверхности земли по скважинам для искусственного создания и закрепления в пласте трещин, протяженность которых определяется объемами закачки жидкости гидроразрыва и может иметь длину от 10-20 м при локальном характере ГРП, достигать 80-120 м при глубокопроникающем гидроразрыве, а при массированном ГРП - доходить до 1000 м и более. Основное назначение жидкости гидроразрыва в этих способах это передача с дневной поверхности на забой скважин (точнее в зону гидроразрыва пласта) энергии, необходимой для раскрытия трещины и транспортировка (продавливание) проппанта вдоль всей трещины. Применяемая жидкость гидроразрыва должна обладать свойствами деструкции (разложения) после обработки пласта, оказывать минимальное отрицательное воздействие на пласт при контакте с породой и пластовыми флюидами, а также удовлетворять другим важным технологическим требованиям. При этом гидроразрыв пласта применяется как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах, а в качестве рабочей жидкости гидроразрыва в настоящее время используется в больших количествах пресная вода или дорогостоящие углеводородные жидкости, например, дизельное топливо, что во многом предопределяет высокую стоимость этих работ и ограничивает область их широкого практического применения.

Известен способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины [1], включающий закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб - НКТ с пакерами в пласт гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с с последующим закачиванием гидросмеси с проппантом, гидроразрыв пласта закачиванием по колонне НКТ жидкости гидроразрыва в течение 3-4 ч под давлением, двухкратно превышающим давление приемистости подземного пласта, а также уплотнение всех поглощающих прослоев пласта закачкой по колонне НКТ гидросмеси с проппантом, в качестве которой используют от 3 до 6 м³ известковой суспензии в концентрации 20 кг СаО на 1 м³ воды с последующим добавлением в соотношении от 1:0,2 до 1:0,4 сульфит-спиртовой барды. Данный способ гидроразрыва также предполагает необходимость использования больших количеств воды и не учитывает фильтрационно-емкостных свойств сланцевых нефтегазоносных пластов, технологических особенностей и возможностей добычи сланцевой (трудноизвлекаемой) нефти.

Известен способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления [2], в котором описывается система осуществления гидроразрыва продуктивного пласта потоком сжиженного нефтяного газа (СНГ) в виде смеси пропана и бутана, нагнетаемой в скважину насосами под давлением гидроразрыва и подачей в поток СНГ проппанта, который переносится потоком СНГ в искусственно создаваемые трещины в пласте, причем для продувки компонентов системы, в которые подается СНГ, используется инертный газ, например азот, который является также средством обеспечения защиты от опасности взрыва.

Основным технологическим недостатком этих способа и устройства гидроразрыва пласта является то, что сжиженные газы закачиваются (нагнетаются) в продуктивный пласт с последующей закачкой в скважину гелеобразной пропанобутановой смеси, содержащей то или иное количество проппанта для закрепления (фиксации) искусственно создаваемых в пласте трещин, до начала извлечения нефти из продуктивного сланцевого пласта. При этом здесь в принципе невозможно также совмещать во времени процесс формирования в пласте трещин гидроразрыва, поддержание их в раскрытом - «закрепленном» состоянии с добычей (извлечением) из пласта (из скважины) нефти и с одновременным применением эффективных методов повышения нефтеотдачи пласта, поскольку все эти процессы осуществляются строго последовательно во времени и осуществляются по одной и той же скважине. Кроме того, как и при использовании других известных способов водного гидроразрыва пластов, в этой газовой (безводной) технологии гидроразрыва почти вся необходимая для разрыва пласта энергия передается (канализируется) по скважине только от высоконапорных насосов, осуществляющих закачку сжиженной пропанобутановой смеси в пласт. Все это, в конечном итоге, также предопределяет высокую стоимость работ по гидроразрыву, не обеспечивает достижения высокой нефтеотдачи продуктивного пласта, а рассматриваемая технология гидроразрыва в целом оказывается и не интегрированой эффективным образом в нефтегазопромысловую инфраструктуру по освоению и эксплуатации нефтегазоносной сланцевой (трудноизвлекаемой) залежи.

Наиболее близким к предлагаемым изобретениям является способ добычи сланцевого газа [3], включающий строительство основной скважины, имеющей вертикальный и горизонтальный участки, последний из которых размещают в продуктивном сланцевом пласте, бурение из вертикального ствола основной скважины вокруг него нескольких боковых горизонтальных стволов, размещенных между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта и пространственно ориентированных по различным направлениям в его плоскости, бурение на каждый торцевой конец боковых горизонтальных стволов вспомогательных вертикальных скважин и их соединение с боковыми горизонтальными стволами методом гидравлического разрыва чистой водой, а стимулирование притока газа в боковых горизонтальных стволах осуществляют путем последовательных воздействия на них гидравлическими импульсами давления, попеременно водой и воздухом, огневым или взрывным методом (прототип).

Недостатками этого способа является необходимость бурения большого объема (количества) дорогостоящих скважин сложной конструкции и использование для гидроразрыва продуктивного пласта воды, т.е. рабочей жидкости 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) по извлечению газа, а также необходимость строго последовательного чередования во времени той или последовательности операций по повышению проницаемости (гидроразрыва) продуктивного пласта и стимулирующих воздействий на него с временными промежутками (стадиями) по собственно добыче - извлечению сланцевого газа. Кроме того, данный способ совсем не предполагает и не обеспечивает возможности добычи (извлечения) из сланцевой залежи жидких углеводородов - нефти, которые в том или ином количестве всегда имеются в низкопроницаемых сланцевых залежах, что в конечном итоге снижает нефтегазоотдачу пласта и экономическую эффективность разработки сланцевой нефтегазоносной залежи в целом.

Целью предлагаемых изобретений является повышение экономической эффективности, экологической чистоты добычи и полноты извлечения углеводородного сырья при разработке сланцевых нефтегазосодержащих залежей.

Техническим результатом предлагаемых изобретений является упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом извлечения (добычи) нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы.

Поставленная цель достигается тем, что в способе шахтно-скважинной добычи сланцевой (трудноизвлекаемой) нефти, включающем капитальные горные работы по вскрытию нефтегазоносной сланцевой залежи шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками, скважины с горизонтальными участками, размещенными между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта, эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевой нефти с использованием гидроразрыва пласта и стимулирования притока к скважинам пластовых флюидов физико-химическими воздействиями на продуктивный пласт, гидроразрыв и стимулирование притока продукции скважин осуществляют через скважины-шпуры малого диаметра, которые бурят по пласту из подземных горно-подготовительных выработок, разделяют продукцию добычных скважин в подземных условиях в околоствольном дворе на сланцевую нефть и сланцевый газ, сланцевый газ разделяют на сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов, сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют для генерации электрической и тепловой энергии и поставки внешним потребителям, широкую фракцию углеводородов, содержащую главным образом пропанобутановую составляющую - смесь, сжижают в подземных условиях и нагнетают по скважинам-шпурам малого диаметра в продуктивный пласт при проведении операций гидроразрыва пласта и для поддержания в нем пластового давления, причем гидроразрыв продуктивного пласта производят также из скважин-шпуров малого диаметра путем нагнетания в зону гидроразрыва сжиженного метана или жидкого азота, которые подают по криогенному стволовому трубопроводу с дневной поверхности.

Поставленная цель достигается также и тем, что технологический комплекс оборудования, реализующий предлагаемый способ и включающий шахтные стволы и подземные горно-подготовительные выработки, оборудование для бурения и эксплуатации с гидроразрывом подземных добычных скважин с протяженными в плоскости пласта участками ствола скважины, скважины-шпуры малого диаметра, буримые по мощности пласта из подземных горно-подготовительных выработок, технические средства очистки и сепарации сланцевой нефти, а также теплоэнергетическое оборудование для использования сланцевого газа, снабжен установкой разделения попутного сланцевого газа на сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов, установленной в околоствольном дворе и подключенной к подземной установке сепарации нефти, выход по сухому газу установки разделения попутного сланцевого газа через стволовой газопровод подключен к входу газотурбинной электростанции, установленной на дневной поверхности комплекса, а к выходу широкой фракции углеводородов подключено устройство сжижения пропанобутановой смеси, к которому через устройство-коммутатор сжиженных газов, распределительный трубопровод и вентильные устройства подсоединены нагнетательные скважины-шпуры малого диаметра, причем другой вход устройства-коммутатора сжиженных газов, размещенного в околоствольном дворе или в одной из основных подземных горно-подготовительных выработок, через стволовой криогенный трубопровод соединен с размещенной на дневной поверхности установкой производства - источником низкокипящего сжиженного газа азота или метана.

Предлагаемый способ шахтно-скважинной добычи сланцевой (трудноизвлекаемой) нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления изображены и поясняются иллюстрациями, представленными на фиг. 1-6.

На фиг. 1 показаны: 1 - низкопроницаемый нефтегазоносный пласт (например, сланцевая залежь); 2₁ - главный шахтный ствол; 3 - шахтный околоствольный двор; 4₁, 4₂ - капитальные горно-подготовительные выработки; 5 - подземная установка сепарации сланцевой нефти; 6 - установка разделения (сепарации) попутного нефтяного газа (ПНГ) сланцевой нефти на сухой отбензиненный газ (СОГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ или конденсат ПНГ); 7 - трубопровод; 8 - устройство сжижения пропанобутановой смеси-составляющей попутного сланцевого газа; 9 - устройство-коммутатор сжиженных газов; 10 - стволовой криогенный трубопровод; 11 - стволовой метановый газопровод; 12 - стволовой нефтепровод; 13 - установка финальной подготовки нефти; 14 - массив горных пород, залегающих непосредственно над продуктивным пластом; 15₁-15_n - вертикальные нагнетательные скважины-шпуры малого диаметра; 16₁-16_n - вентильные устройства (вентили) на устьях вертикальных скважин-шпуров; 17 - распределительный трубопровод сжиженных газов; 18 - вертикальный участок ствола добывающей скважины; 19 - горизонтальный участок ствола добывающей скважины; 20 - фонтанная арматура и устьевое оборудование добывающей скважины; 21 - выкидной трубопровод «сырой» нефти; 22 - газовая турбина; 23 - воздушный компрессор; 24 - электрический генератор; 25 - установка производства (источник) низкокипящего сжиженного газа азота и(или) метана.

На фиг. 2 изображены и обозначены соответственно все те же устройства, установки и объекты, что и на фиг. 1. Позицией 26 здесь только дополнительно показан пройденный по продуктивному пласту горизонтальный участок вертикальной нагнетательной скважины 15.

На фиг. 3 изображены и обозначены соответственно все те же устройства, установки и объекты, что и на фиг. 1.

На фиг. 4 изображены и обозначены соответственно все те же устройства, установки и объекты, что и на фиг. 1-3 с той лишь разницей, что имеется аналогичным образом обустроенных две добычных скважины 18₁ и 18₂ на одну нагнетательную скважину 15.

На фиг. 5 изображены и обозначены соответственно те же устройства, установки и объекты, что и на фиг. 1-4.

На фиг. 6 изображены и обозначены соответственно те же устройства, установки и объекты, что и на фиг. 1-5.

Пример 1. Пусть имеется сланцевая нефтегазоносная залежь 1 (фиг. 1) небольшой (например, 5-10 м) мощности продуктивного нефтегазосодержащего пласта, подлежащего разработке и залегающего на глубине до 1000-1500 м. Для освоения и эксплуатации такой залежи в соответствии с предлагаемым способом добычи 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 сланцевой нефтегазоносной залежи 1 осуществляют с помощью двух преимущественно вертикальных шахтных стволов, один из которых - ствол 2₁ (фиг. 1), оборудуется как главный ствол технологического комплекса для добычи сланцевой (трудноизвлекаемой) нефти. Вспомогательный вентиляционный шахтный ствол 2₂ при этом условно не показан. Вертикальные шахтные стволы строят на глубину близкую, но несколько меньшую (например, меньшую на 50-100 м), нежели глубина залегания сланцевого 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 4₁ и 4₂. В околоствольном дворе 3 размещают установку сепарации сланцевой нефти 5, установку 6 для разделения попутного нефтяного газа (ПНГ) сланцевой нефти на сухой отбензиненный газ (СОГ, содержащий главным образом газ метан CH₄) и широкую фракцию легких углеводородов (конденсат ПНГ), состоящую, в основном, из газообразных пропана (С₃Н₈), бутана (C₄H₁₀) 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 один из входов устройства-коммутатора 9, другой вход которого соединяют со стволовым криогенным трубопроводом 10 для подачи низкокипящего газа, например, сжиженного азота, или сжиженного газа метана (СПГ). При этом другой - метановый выход (выход СОГ) установки разделения ПНГ 6 подключают к стволовому газопроводу 11, а установку 8 также размещают в околоствольном дворе 3. Устройство-коммутатор 9 может располагаться в околоствольном дворе 3 или в горно-подготовительной выработке 4₁ (например), как это показано на фиг. 1. Выход по нефти из установки сепарации 5 через стволовой трубопровод (нефтепровод) 12 соединяют с установкой окончательной (финальной) подготовки нефти 13, которую размещают на дневной поверхности технологического комплекса. Из капитальной горно-подготовительной выработки 4₁ через массив горных пород 14 над продуктивным пластом 1 бурят несколько (по меньшей мере одну) вертикальных скважин (шпуров) 15₁-15_n на всю мощность продуктивного пласта. Каждую такую скважину обустраивают обсадной трубой (колонной), имеющей интервал перфорации (стандартное заканчивание) в зоне продуктивного пласта по всей его мощности, и насосно-компрессорную колонну (трубу) с пакерами - уплотнениями на устье скважины и непосредственно над продуктивным пластом 1. Насосно-компрессорные колонны вертикальных скважин 15₁-15_n через вентили 16₁-16_n подключают к распределительному (питающему) трубопроводу сжиженных газов 17, прокладываемому вдоль выработки 4₁, который в свою очередь соединяют с выходом коммутатора 9. Из капитальной горно-подготовительной выработки (4₂ на фиг. 1) бурят также добычную скважину с вертикальным участком 18 в массиве горных пород 14 над продуктивным пластом 1 и горизонтальной скважиной (участком ствола добычной скважины) 19 по продуктивному пласту ближе к его подошве. Ствол добычной скважины крепят, как и обычно, обсадной трубой (колонной), причем интервал перфорации эксплуатационной обсадной колонны распространяют на весь горизонтальный участок 19 ствола скважины, а на устье скважины устанавливают противовыбросное устройство (превентор) и фонтанную арматуру 20, которая через выкидной трубопровод 21 подключается к входу устройства сепарации нефти 5. Добычная скважина 18 оборудуется также необходимым (общепринятым) оборудованием для добычи (подъема) нефти соответственно основным возможным режимам эксплуатации добычной скважины на различных стадиях отбора углеводородов из продуктивного пласта 1, т.е. соответственно фонтанной и насосно-компрессорной добыче нефти.

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 горнодобывающие предприятия, как известно, должны иметь резервное питание, что остается справедливым и для предлагаемого технологического комплекса. Добыча нефти из сланцевой залежи согласно предлагаемому способу осуществляется следующим образом.

После проведения всех горно-подготовительных, монтажных и пуско-наладочных работ в описанном выше объеме и порядке в одной или нескольких вертикальных скважинах 15 осуществляют так называемый безводный (газовый) гидравлический разрыв продуктивного пласта 1. Для этого первоначально из источника сжиженного азота или метана 25 по стволовому трубопроводу 10 через коммутатор 9, трубопровод 17 и вентили 16 в зону перфорации обсадных труб в продуктивном пласте подают (нагнетают) жидкий азот или метан при давлении выше давления разрыва пласта, затем снижают давление в скважине ниже давления разрыва и начинают закачивать в пласт по образовавшимся трещинам суспензию жидкого азота или метана, закрепляющего материала (проппанта) и загустителя (геля) с темпом, обеспечивающим подъем давления продавочной жидкости до уровня, превышающего давление разрыва пласта. При этом «жидкость» разрыва закачивают в объеме, обеспечивающем создание трещины длиной, примерно равной половине расстояния между соседними вертикальными скважинами 15.

Затем осуществляют типовые операции по освоению и вводу в эксплуатацию добывающей скважины 18 и производят отбор (добычу) нефти из горизонтального участка 19 в продуктивном пласте 1. Нефть из скважины 18 через фонтанную арматуру 20 по сборному трубопроводу 21 подается на подземную установку сепарации нефти 5. Отсепарированную в околоствольном дворе сланцевую нефть из установки 5 по стволовому трубопроводу (нефтепроводу) 12 выдают на дневную поверхность технологического комплекса для окончательной (финальной) подготовки нефти в установке 13 к поставке потребителям - в систему магистрального трубопроводного или на наливные эстакады других систем транспорта. Одновременно попутный нефтяной газ (ПНГ) сланцевой нефти из установки сепарации 5 подается на устройство разделения (сепарации) ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ), т.е. фактически газ метан, и широкую фракцию легких углеводородов, состоящую, главным образом из пропана и бутана (пропанобутановую фракцию).

Сухой отбензиненный газ (СОГ) - метан подается стволовым газопроводом 11 на дневную поверхность технологического комплекса на газовую турбину 22 в качестве топливного газа, а также при необходимости на установку производства жидкого азота и(или) сжиженного метана 25, которые (жидкий азот или сжиженный метан) используют для проведения безводного, т.е. в конечном итоге чисто газового, гидроразрыва продуктивного нефтегазоносного пласта 1. Выбор в качестве жидкости гидроразрыва жидкого азота и(или) сжиженного метана в каждом конкретном случае реализации предлагаемого способа диктуется соображениями безопасности, свойствами продуктивного пласта, а также тем обстоятельством (в частности), что при регазификации в продуктивном пласте жидкий азот, имеющий температуру кипения (сжижения) минус 196°С, увеличивает свой объем примерно в 700 раз, а сжиженный метан (СПГ), имеющий температуру кипения (сжижения) минус 163°С, увеличивает свой объем примерно в 600 раз. Именно эта особенность сжиженных газов, используемых в качестве рабочей жидкости гидроразрыва, (ГРП) обеспечивает в предлагаемом способе возможность отказаться от необходимости использования жидкости гидроразрыва пласта на водной основе, что является одним из основных недостатков технологии водного фрекинга (водного ГРП). Возможность снижения необходимого уровня энергии и мощности подаваемых в зону гидроразрыва пласта в момент его осуществления достигается за счет того, что значительная часть этой энергии аккумулируется в предшествующем процессе сжижения газа и которая затем реализуется (как бы сама собой) в процессе регазификации сжиженного газа под воздействием внутрипластовой температуры на увеличение давления в продуктивном пласте до достижения в нем величины гидроразрыва пласта после подачи (нагнетания) сжиженного газа в зону гидроразрыва.

Снижение энергии и мощности гидроразрыва продуктивного пласта при этом обеспечивается наряду с использованием в качестве жидкости гидроразрыва сжиженного низкокипящего газа подачей его в зону гидроразрыва по всей мощности продуктивного пласта через скважины, которые бурят не в плоскости продуктивного пласта, т.е. не в горизонтальные участки ствола скважин, а в перпендикулярных направлениях. В силу этого формирование и раскрытие трещин гидроразрыва в продуктивном пласте 1, имеющем зачастую слоистую (листоватую) структуру, происходит в направлениях наибольшей естественной проницаемости. В конечном итоге при этим обеспечивается также и повышение эффективности всей создаваемой искусственно (путем гидроразрыва) дренирующей системы продуктивного пласта, поскольку она формируется не только вдоль одной какой-то линии (направления) или в какой-то одной плоскости, как это имеет место обычно, но и в рамках некоторого объема продуктивного пласта между скважинами.

Кроме того, пропанобутановую фракцию попутного газа сланцевой нефти из установки сепарации (разделения) 6 через трубопровод 7 подают на установку сжижения 8, из которой через коммутатор 9, трубопровод 17 и вентили 16 сжиженный пропан-бутан нагнетается в вертикальные скважины 15 для поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи продуктивного пласта 1. Интенсивность отбора углеводородов из низкопроницаемого продуктивного пласта 1, объемов и темпа нагнетания сжиженного пропан-бутана в вертикальные скважины 15₁-15_n устанавливают на основании имеющегося опыта отработки традиционных нефтяных месторождений и его корректировки по мере накопления опыта работы предлагаемых технологических комплексов оборудования для шахтно-скважинной добычи сланцевой нефти.

Пример 2. Пусть требуется отрабатывать сланцевую нефтегазоносную залежь, как и в примере 1, небольшой мощности, но залегающей на глубине более 2000-3000 м, когда максимально близкий доступ к продуктивному пласту путем вскрытия шахтными стволами становится уже технологически затруднительным и экономически неоправданным. Предлагаемый способ и технологический комплекс в данном случае реализуются следующим образом (фиг. 2). Глубину горизонта вскрытия и подготовки продуктивного пласта 1 шахтными стволами 2₁ и 2₂ (на фиг. 2 последний - вентиляционный ствол не показан) и капитальными горно-подготовительными выработками 4, как и в примере 1, устанавливают исходя из комплексного анализа всех особенностей и условий реализации проекта освоения и эксплуатации сланцевой нефтегазоносной залежи. В качестве типовой глубины вертикальных шахтных стволов для освоения сланцевых нефтегазоносных залежей Баженовской свиты горных пород Западной Сибири, например, может быть выбрана глубина около 1000 м. При этом главный шахтный ствол 2₁, поверхностный технологический комплекс, подземный околоствольный двор и другие подземные горно-подготовительные выработки сооружаются и обустраиваются точно также, как и в примере 1 (фиг. 1). Однако в рассматриваемом случае, вследствие залегания продуктивного пласта 1 на значительно большей глубине, чем глубина горизонта шахтного вскрытия и подготовки пласта к отработке, нагнетательная скважина 15 бурится (сооружается) не только с достаточно протяженным вертикальным участком ствола скважины, но и имеет достаточно протяженный, например до 1000 м, горизонтальный участок 26, пройденный по пласту примерно под углом 90° (примерно перпендикулярно) к линии (азимутальному направлению) наибольшей естественной проницаемости продуктивного пласта 1 (фиг. 2). На расстоянии несколько сотен метров от нагнетательной скважины 15 бурится добывающая скважина 18, которая обустраивается, как и в примере 1, но ее горизонтальный участок 19 проводится по пласту примерно параллельно горизонтальному участку 26 нагнетательной скважины. В дальнейшем безводный (газовый) гидроразрыв продуктивного пласта 1, освоение скважин и добычу сланцевой (трудноизвлекаемой) нефти осуществляют точно так же, как это и было описано выше в примере 1.

Пример 3. Сланцевые нефтегазоносные залежи, как известно, распространены достаточно широко в толще горных пород Земли и зачастую имеют мощность (толщину) в несколько десятков метров. Так, толщина отложений Баженовской свиты горных пород Западной Сибири, содержащих углеводороды, колеблется от 10-12 до 35-40 м, достигая на отдельных участках 60 м. Для отработки таких участков (шахтно-скважинных полей) сланцевых залежей в соответствии с предлагаемым способом бурят одну вертикальную нагнетательную скважину 15 и по меньшей мере одну добычную скважину с 18 с горизонтальным участком ствола скважины пробуренным в направлении (в сторону) скважины 15 (фиг. 3). Систему перфорационных отверстий в обсадной трубе скважины 15 в зоне продуктивного пласта 1 выполняют по всей его мощности и ориентируют в сторону добычной скважины. В дальнейшем освоение и эксплуатацию скважин осуществляют с помощью обычных приемов и в порядке, описанном выше в примере 1. Для увеличения производительности работ по добыче нефти может быть также использована схема, представленная на фиг. 4, при которой одна нагнетательная скважина 15 бурится и используется между двумя добычными скважинами 18₁ и 18₂.

Пример 4. Предлагаемые способ и технологический комплекс шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой нефти достаточно эффективно могут быть использованы и при отработке нефтяных месторождений с традиционными - пористыми или, как их еще называют, проницаемыми коллекторами. Это может иметь место в случае освоения и эксплуатации нефтяных месторождений в местах, где не допускается сколько-нибудь серьезное техногенное воздействие на дневную поверхность, или при необходимости (целесообразности) как бы повторной (вторичной) отработки месторождений. Как известно, после заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с использованием различных ее улучшений таких, например, как циклическое воздействие, изменение в скважинах направления потоков жидкости, водогазовое циклическое воздействие, повышение вытесняющих свойств воды добавлением в нее ПАВ, полимеров, щелочей и т.д., в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70% начальных запасов нефти.

Эти трудноизвлекаемые остаточные запасы оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и в не охваченных заводнением слоях, линзах и пропластках. При этом остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые хорошо смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода, мицеллярными растворами и микроэмульсиями, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти. В этих случаях целесообразно осуществить вскрытие и подготовку ранее недренированного участка или уже отработанного ранее месторождения (но еще содержащего значительное количество углеводородов), как это было описано выше в примерах 1-3. При этом имеющаяся сеть нагнетательных и добычных скважин, пробуренных ранее при первичной отработке месторождения, может быть использована тем или иным образом во вновь создаваемом шахтно-скважинном технологическом комплексе. Извлечение остаточной нефти из заводненного пласта в этом случае (в этом примере) согласно предлагаемому способу осуществляется следующим образом. Первоначально производят обработку призабойной зоны заводненного пласта закачкой через устройство-коммутатор 9, вертикальные скважины-шпуры 15₁-15_n и вентильные устройства 16₁-16n (фиг. 1) жидкой двуокиси углерода и(или) других указанных выше эффективных рабочих агентов с целью повышения его проницаемости. Затем через эти же устройства в обводненный пласт нагнетают сжиженную пропанобутановую смесь, поступающую из устройства сжижения 8, которая обеспечивает дальнейшее повышение степени полноты извлечения остаточных углеводородов (нефти) и поддержание на требуемом уровне внутрипластового давления. Чередуя во времени эти два воздействия на заводненный пласт через добывающую скважину 18 добиваются максимальной полноты извлечения остаточной нефти, приемлемой по экономическим соображениям или до прекращения технологического эффекта. Безводный - газожидкостный гидроразрыв и повышение нефтегазоотдачи продуктивного пласта, описанные в этом варианте реализации предлагаемого способа, могут быть использованы и при традиционной, чисто скважинной технологии освоения и эксплуатации нефтегазовых месторождений, т.е. без работ по вскрытию и подготовке продуктивного пласта шахтными стволами и другими капитальными горными выработками.

В этом случае все устьевые устройства на нагнетательных и добычных скважинах, подземные устройства, размещаемые в околоствольном дворе и подземных горно-подготовительных выработках (фиг. 1-4), будут размещаться, как и обычно, на дневной поверхности (фиг. 5) вместе с другими устройствами технологического комплекса, реализующего предлагаемый способ добычи нефти.

Пример 5. В последнее время все большую актуальность приобретает проблема вовлечения в разработку месторождений высоковязкой так называемой битуминозной нефти. Так, только в Поволжье на территории Татарстана выявлено 450 скоплений битуминозной нефти притом, что все в большей степени здесь ощущается истощение запасов традиционной, легкоизвлекаемой нефти, а суммарные ресурсы и запасы битуминозной нефти, пригодные к освоению, по различным оценкам здесь, варьируются в пределах 1,5-7 млрд. тонн. Сегодня добыча битуминозной высоковязкой нефти осуществляется методом гравитационного дренирования и воздействием на нефтенасыщенный пласт путем закачки (нагнетания) водяного пара в нагнетательные скважины и извлечением (выкачиванием) нефти добывающими скважинами. Согласно предлагаемому способу добычу битуминозной нефти осуществляют также с использованием теплового воздействия на продуктивный пласт по схемам, представленным на фиг. 2 и на фиг. 6, которые выбирают в зависимости от мощности (толщины) продуктивного пласта 1. Если мощность продуктивного пласта является небольшой (ориентировочно до 10 м), то применяют схему, представленную на фиг. 2. В этом случае добывающая скважина 18 и нагнетательная скважина 15, как и ранее бурятся с протяженными в пласте горизонтальными участками 19 и 26 параллельно друг другу в плоскости пласта, причем первый из них располагают ближе к подошве продуктивного пласта 1, а второй - размещают у его кровли. Затем через устройство-коммутатор 9 от источника водяного пара (на фиг. 2 условно не показан) производят подачу в продуктивный пласт по нагнетательной скважине 15 водяного пара, которым производится снижение вязкости битуминозной нефти и увеличение ее подвижности, достаточное для стекания (дренирования) к горизонтальному участку 19, откуда она выкачивается по добывающей скважине 18. Если же мощность продуктивного пласта 1 составляет 10-20 м, то выбирают схему добычи битуминозной нефти, показанную на фиг. 6. В этом случае горизонтальные участки 19 и 26 добывающей скважины 18 и нагнетательной скважины 15 соответственно бурят параллельными друг другу и размещают их один над другим, по возможности в вертикальной плоскости и аналогично предыдущему случаю относительно боковых пород продуктивного пласта 1, т.е. для добывающей скважины 18 горизонтальный участок 19 размещают ближе к подошве пласта, а для нагнетательной скважины 15 горизонтальный участок 26 размещают ближе к кровле пласта 1. Стимуляцию притока нефти и ее добычу производят таким же образом, как и в предшествующем случае. В обоих этих случаях периодически или по мере необходимости в продуктивный пласт 1 через устройство-коммутатор 9 и нагнетательную скважину 15 может также подаваться сжиженная или газообразная пропанобутановая смесь для поддержания давления в пласте и повышения его нефтеотдачи.

Использованные источники

1. Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В. и Зиятдинов Р.З. Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины. - Патент РФ №2459072. Патентообладатель: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина, (RU). - Опубликовано 20.08.2012 г.

2. Лори Дуайт Н., Мешер Шон Т. Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления. - Патент ЕА 016261 В1. Заявитель и патентовладелец: ГЭЗ-ФРЕК ЭНЕДЖИ СЕРВИСЕС ИНК., (СА). - Дата публикации и выдачи патента 30.03.2012 г.

3. Крейнин Е.В. Способ добычи сланцевого газа. - Патент РФ №2503799. Патентообладатель: Открытое акционерное общество "Газпром промгаз", (RU). Опубликовано 10.01.2014 г. - прототип.