Результат интеллектуальной деятельности: ТЕРМОШАХТНЫЙ СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающей строительство горизонтальных, пологонаклонных добывающих, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта и вертикальных нагнетательных, пробуренных с поверхности, скважин. Закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта от призабойной зоны верхнего яруса пологонаклонных скважин и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины (RU 97103294 А, опубл. 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368 С2, опубл. 13.10.2008 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, инерционность системы, невозможность применения парогравитационного дренажа, проходка добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в проходке горных выработок ниже нефтяного пласта, чередованием прогрева продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в пологовосстающие скважины, и отбором нефти из добывающих пологовосстающих скважин (RU 2199004 С2, Е21В 43/24, опубл. 20.02.2003).

Недостатком известного способа является прогрев прилегающей части нефтяного пласта (подошвы), цикличность закачки основного объема теплоносителя и добычи нефти, высокий уровень тепловыделения в выработку и, как следствие, высокая вероятность нарушения микроклимата в горных выработках.

Наиболее близким способом к заявленному является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через пологовосходящие добывающие скважины. (RU 2199657 С2, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (ниже 50%) в результате недостаточного прогрева нижней части нефтяного пласта и высоких теплопотерь.

Технический результат заключается в создании способа разработки высоковязкой нефти, позволяющий повысить коэффициент извлечения пластовой нефти до 65% за счет равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте при минимальных теплопотерях на добычу нефти.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения, при этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин в добычной режим.

Подачу пара-теплоносителя осуществляют с поверхности и через подземную систему, что обеспечивает равномерное распределение тепловых полей в нижней части пласта с помощью горизонтальных скважин.

Отработку нижней части пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами в зависимости от производительности подземной системы пароснабжения. При этом ввод в эксплуатацию системой пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих, что позволяет переводить горизонтальные скважины в исключительно добычной режим, тем самым существенно повышая коэффициент извлечения нефти. Это можно объяснить тем, что добычу нефти осуществляют за счет вертикальной фильтрации, когда тепловые поля образуются в нижней и средней частях нефтяного плата и постепенно поднимаются вверх.

Отработка горизонтальных скважин в пароциклическом режиме, включающем закачку пара, временную выдержку и добычу, позволяет снижать пароводонефтяное соотношение, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного пласта снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти до 65% при минимальных теплозатратах (пароводонефтяное соотношение) на добычу.

Известно, что нижняя часть пласта, представляющая собой водонасыщенную толщу, прогревается слабо в результате того, что прогретая нефть, унося тепло, сразу стекает из скважин. В заявляемом способе минимальные теплозатраты обеспечиваются высокоэффективным прогревом верхней части пласта, а также и нижней части пласта, которая помимо теплораспределения от верхних ярусов пласта дополнительно получает тепло от шахтной системы пароснабжения за счет паровых «оторочек».

Изобретение проиллюстрировано следующим образом.

На фиг. 1 представлен добычной комплекс, реализующий заявляемый способ.

На фиг. 2 показана схема установки соединительных трубопроводов и запорной арматуры скважин в нефтяном пласте.

На фиг. 3 представлено распределение тепловых полей по нефтяному пласту.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

В начале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к уклонному блоку. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в подошве нефтяного пласта выполняют буровую галерею 5.

С поверхности по периферии уклонного блока бурят вертикальные нагнетательные скважины 6 для подачи теплоносителя (пара), соединенные с котельной или парогенератором 7. С поверхности в буровую галерею прокладывают паропроводы 8, оборудуют устья скважин. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные пологовосстающие 9 и горизонтальные добывающие скважины 10. В зависимости от толщины нефтяной пласт 11 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. В устья горизонтальных скважин устанавливают запорную арматуру 12 и подсоединяют к паропроводу 13 (фиг. 2).

Устье горизонтальной добывающей скважины представляет собой соединение из трех элементов запорной арматуры 12 со свободным сливом нефти.

Регулирование подачи пара выполняют только у подземной системы пароснабжения, предназначенной для отработки нижней части пласта 11.

Позицией 14 обозначена вертикальная нагнетательная скважина, которая образует тепловое поле 15. Добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара превращается в парораспределительную с тепловым полем 16. Тепловое поле 17 образуется вокруг добывающей скважины 10.

Добычу пластовой нефти заявляемым способом осуществляют следующим образом.

Пологовосстающие скважины 9 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки, далее добыча ведется циклически с управлением запорной арматуры 12 оператором добычи. Горизонтальные скважины 10 работают в циклическом режиме методом пароциклической отработки от шахтной системы пароснабжения. Первоначально ведется закачка пара, далее происходит выдержка на снижение температуры в скважине и истечение флюидов. Время на закачку и выжидание с каждым последующим циклом увеличивается, так как площадь теплового поля скважины увеличивается.

Горизонтальные скважины 10 переводят в добычной режим, исходя из расчетного времени либо ориентируясь по датчику давления, установленному на устье скважины. Подземную систему пароснабжения подключают в процессе строительства уклонного блока с помощью запорной арматуры 12 к тем горизонтальным скважинам 10, которые направлены на разработку нижних ярусов вблизи водоносной толщи подошвы нефтяного пласта.

Добыча нефти происходит в процессе вертикальной фильтрации, а тепловые поля, создаваемые паром, образуются в нижней и срединной части пласта 11, постепенно поднимаясь вверх. В нефтяном пласту 11 создаются следующие тепловые поля на стадии проектной добычи (середина цикла отработки участка нефтяного пласта) и расположены следующим образом (фиг. 3): от вертикальной нагнетательной скважины 14 образуется тепловое поле 15, добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара от вертикальной скважины становится парораспределительной с тепловым полем 16. Горизонтальная добывающая скважина 10 образует вокруг себя тепловое поле 17.

Коэффициент извлечения нефти приблизительно составляет 65%, при этом теплозатраты зависят от горно-геологических условий и параметров нагнетательной системы.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения пластовой нефти до 65%.