Результат интеллектуальной деятельности: Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками и устройство для его осуществления

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, пройденными методом микротоннелирования.

Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин и подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин.

Оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости

Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (Патент РФ №2267604, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.01.2016 г.). Данное изобретение взято за прототип для предлагаемых технических решений.

Недостатком вышеприведенного способа являются: проходка большого количества протяженных горных выработок и большие расходы на их поддержание, возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами и поступление пара в горные выработки с повышением температуры выше допускаемых по требованиям безопасности значений и, как следствие, необходимость вывода обслуживающего персонала из горной выработки, излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимой и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, отсутствие возможности измерять дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Задачей создания группы изобретений является устранение недостатков вышеуказанного прототипа.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, включающий бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, использование для контроля температуры подземных скважин оптических датчиков, передачу информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, передачу управляющих команд из компьютера на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, выполнение закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и прекращение закачки пара при повышении температуры в подземных добывающих скважинах, и отличительных существенных признаков, таких как методом микротоннелирования ведут проходку двух параллельных разного диаметра горных выработок - микротоннелей, при этом каждый микротоннель выполняют состоящим из входного наклонного участка, начинающегося с поверхности, горизонтального участка и выходного наклонного участка, выходящего на поверхность, микротоннель большего диаметра является сервисным для размещения технологического оборудования и элементов системы автоматического управления обслуживания подземных скважин, а второй микротоннель меньшего диаметра является нефтесборным для сбора нефтесодержащей жидкости и размещения паропровода подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, в котором в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудуют зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которую откачивают на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, при этом парораспределительные и добывающие скважины бурят из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединяют с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, причем внутренний объем ниш отделяют от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 2 формулы изобретения, таких как устройство термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что содержит два микротоннеля: сервисного, выполненного из железобетонных труб, оснащенных окнами для проходки ниш, закрытых съемными крышками с возможностью их демонтажа из внутреннего пространства микротоннеля, и нефтесборного микротоннеля, выполненного из железобетонных труб, оснащенных в верхней части фланцем крепления герметичного люка скважины для доступа из ниши, закрытого защитной заглушкой с внешними узлами крепления, при этом сервисный микротоннель снабжен воздуховодом подачи сжатого воздуха, предназначенного для создания избыточного давления воздуха в нишах со стороны устьев скважин и охлаждения воздуха при проведении работ в нишах, у нефтесборного микротоннеля в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудован зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которая откачивается на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, а парораспределительные и добывающие скважины выполнены из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединены с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, при этом внутренний объем ниш отделен от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом, на устьях подземных парораспределительных и добывающих скважин установлена оснащенная накопительными емкостями и запорной арматурой с дистанционным приводом система трубопроводов, выведенная в нефтесборный микротоннель, при этом накопительные емкости оборудованы датчиками температуры и сигнализаторами уровня нефтесодержащей жидкости системы автоматического управления.

Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, организовать измерение дебита скважин для определения необходимости проведения работ по обслуживанию или консервации скважин, исключить возможность прорыва пара и нагретой нефтесодержащей жидкости в горные выработки, обеспечив безопасные условия работы обслуживающего персонала.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены: на Фиг. 1 - схема расположения микротоннелей при обустройстве месторождения для добычи нефти указанным способом; на Фиг. 2 - размещение оборудования подземных скважин в нише сервисного микротоннеля; на Фиг. 3 - размещение оборудования в нише у зумпфа нефтесборного микротоннеля; на Фиг. 4 - устройство железобетонных труб сервисного и нефтесборного микротоннеля для реализации предложенного способа.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

На выделенном участке осуществляют проходку сервисного микротоннеля 1 с диаметром не менее 3500 мм и нефтесборного микротоннеля 2 с диаметром не менее 1500 мм (Фиг. 1). Микротоннели 1 и 2 представляют собой горные выработки, пройденные способом микротоннелирования, предусматривающим продавливание колонны 3 и 4 железобетонных труб 5 и 6 за механизированным щитом, при этом траектория проходки микротоннеля 1 и 2 включает начинающийся с поверхности входной наклонный участок 7 и 8, горизонтальный участок 9 и 10, выходящий на поверхность выходной наклонный участок 11 и 12. Горизонтальный участок 10 нефтесборного микротоннеля 2 проходят с незначительным уклоном в сторону выходного наклонного участка 12 для обеспечения стока добываемой нефтесодержащей жидкости. Железобетонные трубы 5 собираются в колонну 3 таким образом, чтобы на наклонных участках 7 и 11 были установлены трубы 5 без окон 13, а на горизонтальном участке 9 были установлены железобетонные трубы 5 с окнами 13 и заглушками 14 (Фиг. 4). В колонну 4 железобетонные трубы 6 собираются таким образом, чтобы на наклонных участках 8 и 12 были установлены трубы 6 без фланцев 15 крепления люка 16 с заглушками 17, а на горизонтальном участке 10 были установлены железобетонные трубы 6 с фланцами 15 крепления люка 16 и заглушками 17 (Фиг. 2, 4). Количество и расположение железобетонных труб 5 и 6 задается проектом.

По окончании проходки микротоннелей 1 и 2 на устье выходного наклонного участка 11 сервисного микротоннеля 1 устанавливается вентиляторная установка 18, на устье выходного наклонного участка 12 устанавливается система отвода нефтяных газов 19 с вытяжным вентилятором 20. После запуска в работу вентиляторной установки 18 и системы отвода нефтяных газов 19 в сервисном микротоннеле 1 на всю его длину монтируется монорельсовая дорога 21, трубопровод подачи сжатого воздуха 22 для бурового оборудования и дополнительной вентиляции, пожарный трубопровод 23, кабели электропитания 24 (Фиг. 3). Затем в горизонтальном участке 9 демонтируются заглушки 14 с окон 13 на железобетонных трубах 5. Из открытых окон 13 выполняется проходка ниш 25, проходящих над нефтесборным микротоннелем 2 перпендикулярно продольной оси сервисного микротоннеля 1, ниши 25 крепятся железобетонной теплоизолированной крепью 26 (Фиг. 2).

Из ниши 27, проходимой аналогично нише 25 и расположенной в непосредственной близости к переходу горизонтального участка 10 нефтесборного микротоннеля 2 на выходной наклонный участок 12, выполняется проходка и обустройство зумпфа 28 для сбора нефтесодержащей жидкости, в зумпфе 28 устанавливается насос 29 для откачки нефтесодержащей жидкости на поверхность, в выходном наклонном участке 12 микротоннеля 2 выполняется монтаж трубопровода откачки нефтесодержащей жидкости 30 на поверхность. На входе в нишу 27 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливается герметичный шлюз 31, выполняется прокладка патрубка дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 27(Фиг. 3).

В нишах 25 проходят вниз вертикальные скважины 33 до нефтесборного микротоннеля 2, на железобетонных трубах 6 демонтируются заглушки 17, на освободившиеся фланцы 15 устанавливается люк 16. После чего во входном наклонном участке 9 и горизонтальном участке 10 нефтесборного микротоннеля 2 монтируется паропровод 34 подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, паропровод 34 оснащается патрубками 35, выходящими через люки 16 в ниши 25.

В нишах 25 бурятся подземные парораспределительные скважины 36 и подземные добывающие скважины 37. На устья подземных парораспределительных скважин 36 устанавливается запорно-регулирующее устройство 38 с дистанционным приводом 39, к запорно-регулирующему устройству 38 подсоединяется патрубок 35 подачи пара. На устья подземных добывающих скважин 37 устанавливается накопительная емкость 40, оснащенная сигнализаторами уровня 41 и оптическим датчиком температуры 42 нефтесодержащей жидкости, а также запорная арматура 43 с дистанционным приводом 44 и проходящий через люки 16 патрубок 45 слива нефтесодержащей жидкости из накопительной емкости 42 в нефтесборный микротоннель 2 (Фиг. 2).

На входе в ниши 25 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливаются герметичные шлюзы 31, выполняется прокладка патрубков дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 25, со стороны сервисного микротоннеля 1 в нишах 25 устанавливается блок управления и контроля 46 системы автоматического управления, а также дистанционные приводы 39 и 44 на удлиненные валы запорно-регулирующего устройства 38 и запорной арматуры 43. Выполняется прокладка оптоволоконного кабеля 47 канала передачи информации к управляющему компьютеру 48 поверхностного диспетчерского пункта.

На устье входного наклонного участка 8 нефтесборного микротоннеля 2 устанавливается герметичная перемычка 49.

С поверхности бурятся поверхностные нагнетательные скважины 50 по определенной проектом сетке, которые оборудуются управляющими устройствами 51 по регулированию закачки пара и узлами учета 52.

По окончании подготовительных работ и проверки работоспособности установленного оборудования шлюзы 31 закрываются, микротоннели 1 и 2 переводятся в режим безлюдной эксплуатации и начинается закачка перегретого водяного пара в подземные парораспределительные скважины 36 и поверхностные нагнетательные скважины 50.

Поступающий пар прогревает массив, под термическим воздействием пара вязкость нефти снижается, и она вместе с конденсатом поступает в подземные добывающие скважины 37, скапливаясь в накопительных емкостях 40. При достижении установленного верхнего уровня срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на открытие запорной арматуры 43, и нефтесодержащая жидкость сливается по патрубку 45 в нефтесборный микротоннель 2. После понижения уровня в накопительной емкости 40 срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на закрытие запорной арматуры 43 и слив нефтесодержащей жидкости прекращается. Собранная нефтесодержащая жидкость откачивается из нефтесборного микротоннеля 2 по трубопроводу 30 на поверхность.

Подача пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 регулируется по показаниям датчиков температуры 42, она прекращается при превышении установленного значения и возобновляется после снижения температуры накопленной жидкости до установленного значения. При этом объемы, время и параметры закачивания пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 задаются компьютером 48.

При необходимости проведения работ в нишах 25 предварительно увеличивают подачу воздуха по трубопроводу подачи сжатого воздуха 22 через патрубок 32 во внутренний объем ниши 25, после снижения температуры и удаления паров открывается шлюз 31 и выполняются необходимые работы.

Использование описанного выше способа и устройства для его реализации позволяет снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, исключить поступление пара в горные выработки и слив нефти в открытые канавки, нормализовать температурный режим в горных выработках, контролировать дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.