Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин, упрощение способа. Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами. При этом определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами, выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин. Нагнетательные скважины также бурят кустами к границе участка, распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера. Причем нагнетательные скважины бурят разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта. Равномерно распределяют зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта. При этом длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин. 1 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с трещиноватыми коллекторами.

Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734 от 30.10.2006, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, также пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласт, при этом устья всех скважин закрепляют обсадными колоннами, а нагнетательные скважины оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Перед закачкой теплоносителя в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор, например глинистый раствор с добавками асбестового и(или) базальтового порошка и осуществляют периодическую закачку теплоносителя в нагнетательные скважины. При снижении уровня высоковязкого нетвердеющего раствора в затрубном пространстве осуществляют его подкачку. Способ предполагает заполнение крупных трещин высоковязким нетвердеющим раствором для распределения тепла по непрогретым зонам.

Недостатком способа является сложность осуществления процесса из-за необходимости закачки в затрубное пространство нагнетательных скважин высоковязкого нетвердеющего раствора для заполнения крупных трещин и необходимости подкачки раствора при снижении его уровня ниже первоначального. Таким образом, периодически одни и те же крупные трещины оказываются открытыми и происходит неконтролируемый уход в них теплоносителя, то есть процесс прогрева пласта по площади не поддается контролю, при этом оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Также известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2012789 от 12.07.91, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта в виде ярусов, распределенных по толщине пласта, устья которых закрепляют обсадными колоннами. Согласно способу закачку теплоносителя в нагнетательные скважины чередуют с закачкой регулирующей вязкоупругой системы, а также дополнительно осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, изолирующего пенного состава до полного снижения их приемистости. Способ также предусматривает заполнение трещин, через которые произошел прогрев пласта, пенными системами для переноса фронта теплового воздействия в непрогретые зоны.

Недостатком способа также является сложность осуществления процесса из-за необходимости регулярно подготавливать и осуществлять закачку пенного и изолирующего составов, причем под воздействием температуры пласта пенные системы со временем разрушаются, их закупоривающее действие прекращается, то есть нарушается равномерное распределение тепла по площади пласта и теплоноситель вновь продолжает прорываться в крупные трещины уже прогретых зон, и, как результат, оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Задачей изобретения является упрощение процесса осуществления способа и повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами.

Существенные отличительные признаки заявленного изобретения:

- определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами;

- выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин;

- бурят нагнетательные скважины кустами к границе участка распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера;

- бурят нагнетательные скважины разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта;

- распределяют равномерно зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта;

- выполняют длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин.

Указанная совокупность существенных признаков упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка трещиноватого нефтяного пласта, как по толщине, так и по площади, при этом тепловое воздействие осуществляют одновременно по всему объему участка пласта. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого теплоносителя по пласту и основной прогрев его происходят через крупные трещины. В таких условиях важно распределить закачиваемый теплоноситель равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный охват участка нефтяного пласта тепловым воздействием. Выполнение обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины по различным ярусам с учетом распространения трещин по залежи позволяет равномерно распределить закачиваемый теплоноситель по всем имеющимся в пласте трещинам и создает благоприятные условия для прогрева коллектора всего объема участка нефтяного пласта.

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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанные нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 схематично изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин при разбуривании нефтяного пласта из надпластовой горной выработки нагнетательными скважинами и из галереи нефтяного пласта добывающими скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.2 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.3 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по мере обустройства разбуриваемых ярусов.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу согласно фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показано) проходят выработки 1 надпластового горизонта 2 для бурения нагнетательных 3 скважин. Затем из выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы нефтяного пласта 4. У подошвы нефтяного пласта 4 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают галерею 5 для бурения добывающих 6 скважин и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным и вентиляционным (на схеме не показано). Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Из галереи 5 бурят кусты в виде вертикального веера восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 6 и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка. Забои добывающих скважин 6 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 4. Забои добывающих скважин других ярусов располагают на границе разрабатываемого участка. Кусты добывающих скважин 6 располагают перпендикулярно галерее 5. В нижней точке галереи 5 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Из горных выработок 1 надпластового горизонта 2 бурят кусты в виде вертикального веера наклонных нагнетательных 3 скважин вкрест простирания трещин пласта и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка, при этом скважины выполняют разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной яруса разных трещин по ширине пласта. Кусты нагнетательных скважин 3 располагают перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 в промежутках между добывающими скважинами 6. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка, полного и равномерного дренирования нефтяного пласта и с учетом возможностей бурового оборудования.

По результатам исследований устанавливают среднее расстояние между крупными трещинами в нефтяном пласте. Определяют ширину охранной зоны 7 с учетом среднего расстояния между трещинами и принимают ее равной двум средним расстояниям между трещинами. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по формуле:

Lок.д.=2Rтр./cosα,

где Rтр. - среднее расстояние между трещинами в пласте;

α - угол наклона конкретной добывающей и нагнетательной скважины к горизонтальной плоскости.

Обсадкой добывающих и нагнетательных скважин на глубину не менее охранной зоны создают в пласте вблизи буровой галереи зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что защищает буровую галерею от проникновения в нее закачиваемого теплоносителя.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, например, с образованием трех ярусов нагнетательных скважин, пробуренных из надпластовой горной выработки, и добывающих скважин, пробуренных из галереи нефтяного пласта в соответствии с фиг.1, при увеличении длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам в виде вертикального веера снизу вверх, забой нагнетательной 3 скважины нижнего яруса в кусте располагают над подошвой нефтяного пласта 4, при этом длину скважины устанавливают с расчетом вскрытия этой скважиной трещины 8, располагаемой за охранной зоной 7, а длину обсадной колонны такой нагнетательной скважины выполняют с обеспечением перекрытия предыдущей по ширине пласта трещины. Нагнетательную скважину вышерасположенного второго снизу яруса в веере бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 9, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 8. Нагнетательную скважину третьего яруса, расположенную под кровлей пласта, бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 10, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 9. Длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами нефтяного пласта с учетом угла наклона соответствующей скважины: По такой схеме осуществляют разбуривание всех кустов нагнетательных и добывающих скважин по длине участка, обеспечивая равномерное распределение зон 11 теплового воздействия по толщине и площади нефтяного пласта с учетом распределения трещин.

Таким образом, для примера, приведенного на фиг.1, при вскрытии нефтяного пласта тремя ярусами нагнетательных скважин длину обсадных колонн нагнетательных скважин определяют по следующим зависимостям:

где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины нижнего яруса к горизонтальной плоскости.

где Loбc.2 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины среднего яруса, вскрывающей вторую за охранной зоной трещину 9;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины среднего яруса к горизонтальной плоскости;

где Lобс.3 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины верхнего яруса, вскрывающей третью за охранной зоной трещину 10;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины третьего верхнего яруса к горизонтальной плоскости.

Аналогично определяют длину обсадных колонн нагнетательных скважин при вскрытии нефтяного пласта большим количеством ярусов.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.2, нагнетательные и добывающие скважины бурят из галереи 5 нефтяного пласта, причем в этом случае приведен пример последовательного разбуривания и обустройства нагнетательных скважин снизу вверх, то есть длину каждой нагнетательной скважины последовательно увеличивают снизу вверх, а также последовательно увеличивают снизу вверх длину обсадной колонн с учетом распространения трещин в нефтяном пласте аналогично варианту по фиг.1.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.3, нагнетательные и добывающие скважины также бурят из галереи 5 нефтяного пласта, при этом первой пробурена и обустроена верхняя в ярусе нагнетательная скважина, затем пробурена и обустроена с учетом распространения трещин в нефтяном пласте нагнетательная скважина третьего нижнего яруса и последней пробурена и обустроена нагнетательная скважина среднего яруса, причем последовательность увеличения длины каждой последовательно пробуренной нагнетательной скважины и длины ее обсадной колонны с учетом распространения трещин в нефтяном пласте сохраняется также аналогично примеру, описанному для варианта разбуривания по фиг.1.

Возможен вариант иного регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда участок нефтяного пласта вскрывают, благодаря возможностям бурового оборудования, скважинами большой длины, пересекающими до десяти трещин, но толщина нефтяного пласта не позволяет без ограничения увеличивать количество ярусов в кусте нагнетательных скважин. В этом случае чередуют кусты нагнетательных скважин разной длины, при этом более короткими скважинами вскрывают трещины, находящиеся ближе к горной выработке, а более длинными нагнетательными скважинами вскрывают трещины, удаленные от горной выработки, и таким образом все трещины вовлекают в прогрев пласта.

Также возможен вариант регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда толщина нефтяного пласта и возможности бурового оборудования позволяют пробурить достаточное количество ярусов скважин различной длины. В этом случае рассчитывают длину нагнетательных скважин и длину их обсадных колонн с учетом перекрытия каждой трещины пласта или двух трещин пласта либо чередование кустов нагнетательных скважин, обсаженных по данной или вышеуказанной схеме.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористыми пластами на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. На всей площади месторождения нефтяной пласт интенсивно разбит крутопадающими нарушениями с северо-восточного на юго-западное направление. Средний угол наклона трещин составляет 70°, среднее расстояние между трещинами колеблется в пределах 25 метров. Месторождение отрабатывают по термошахтной технологии отдельными участками размерами от 5 до 20 га. Для прогрева пласта используют в качестве теплоносителя водяной пар с давлением до 1,2 МПа, закачиваемый через нагнетательные скважины. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого пара по пласту и в основном его прогрев происходят по крупным трещинам. В таких условиях важно распределить закачиваемый пар равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный его охват тепловым прогревом.

Рассматриваемый участок залежи длиной 500 м и шириной 150 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи по предлагаемому способу в соответствии с фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показаны) и проходки выработок надпластового горизонта производят обустройство участка для добычи нефти. Для этого из горных выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы продуктивного пласта 4. В подошве пласта 4 проходят галерею 5 в виде панели длиной до 500 метров. Галерею 5 располагают в 150-ти метрах параллельно границе шахтного поля и производят из нее бурение добывающих 6 скважин, а из выработки 1 надпластового горизонта 2 бурят нагнетательные 3 скважины. Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Кусты добывающих 6 располагают перпендикулярно галерее 5 с расстоянием между собой 50 метров. Кусты нагнетательных 3 скважин бурят перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 и располагают их в промежутках между добывающими 6 скважинами. Добывающие 6 и нагнетательные 3 скважины в своих кустах располагают в виде вертикального веера. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка и с расчетом более полного и равномерного дренирования продуктивного пласта и с учетом возможности бурового оборудования. Рассмотрим вариант, когда добывающие 6 скважины по толщине пласта располагают в три яруса из расчета более полного охвата всей его толщины дренированием и бурят их до границы участка. Определяют ширину охранной зоны вокруг галереи и принимают ее равной 50 метрам. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по вышеуказанной формуле: Lок.д.=2Rтр./cosα. Таким образом, при угле наклона добывающей скважины к горизонтальной плоскости 5° длина обсадной колонны равна 50,5 м и соответственно, при угле наклона 15° - 52,1 м, а при угле наклона 25° - 54,9 м.

Обсадкой добывающих 6 скважин на глубину не менее 50 м в горизонтальной проекции создают в пласте вблизи галереи 5 охранную зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что предотвращает галерею от проникновения в нее закачиваемого в пласт 4 теплоносителя.

Учитывая, что ширина участка равняется 150 м, а среднее расстояние между трещинами по месторождению составляет 25 м, наиболее вероятно, что при бурении нагнетательные 3 скважины пересекут пять трещин. Для равномерного распределения теплоносителя по трещинам скважины 3 в каждом кусте располагают в три яруса. При этом нагнетательные 3 скважины в каждом ярусе бурят разной длины, но с таким расчетом, чтобы одна скважина вскрывала одну трещину. Длину обсадки каждой нагнетательной 3 скважины выбирают такой, чтобы обеспечить открытый ствол в призабойной зоне в интервале, равном не менее чем одному среднему расстоянию между трещинами в проекции на горизонтальную плоскость, то есть с учетом угла наклона скважины.

Очередность бурения нагнетательных 3 скважин в отдельном кусте (веере) может быть любой. В данном примере рассматриваем вариант, когда первой бурят скважину нижнего яруса, вскрывающую первую за охранной зоной трещину 8 и имеющую наибольший нисходящий угол к горизонту, который составляет 25° (Фиг.1). Следовательно, расчетную длину обсадной колонны определяют по формуле:

где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины нижнего яруса к горизонтальной плоскости, равный 25°.

Loбc.1=(2*25+(0,1-0,9)*25)/0,91=57,5-72,5 (м).

Таким образом, рассчитывают длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом коэффициента погрешности среднего расстояния между трещинами, соответственно равном - 0,1 (минимальная длина, равная 57,5 м) и 0,9 (максимальная длина, равная 72,5 м). Фактически принимают длину обсадной колонны, равной среднему расстоянию между минимальной и максимальной длиной. При наличии данных исследований керновых образцов используют фактическую информацию. В данном случае принимаем длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом фактических данных кернового образца равной 70 м. Общая длина скважины нижнего яруса с учетом открытого интервала, равного , составит 25/0,91+70=97,47 (м). Принимаем длину данной скважины равной 97,5 м.

Длину обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальную и максимальную) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) определяют по формуле: Принимают длину обсадной колонны, равной среднему значению между минимальной и максимальной длиной, равной 91,3 м. Общая длина скважины среднего яруса с учетом открытого ствола скважины составит: 25/0,96+91,3=117,3 (м).

Третью по удаленности от охранной зоны трещину 10 вскрывают нагнетательной скважиной верхнего яруса (угол наклона к горизонту - 5°). Длина обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальная и максимальная) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) согласно формуле составит: Согласно расчетной зависимости среднее значение длины обсадной колонны составит 112,95 (м). Однако принимаем длину обсадной колонны нагнетательной скважины верхнего яруса с учетом фактических данных кернового образца равной 120 м. Общая длина скважины верхнего яруса с учетом открытого ствола скважины составит: 25/0,996+120=145,1 (м).

В том случае, когда нагнетательные 3 скважины обустраивают из галереи 5, расчет длины обсадных колонн и открытых интервалов скважин остается аналогичным приведенному выше примеру. При этом очередность бурения скважин в ярусах независимо от места бурения может быть любой.

Способ осуществляют следующим образом.

Теплоноситель, например пар, подают во все нагнетательные 3 скважины одновременно. Учитывая, что каждой нагнетательной скважиной вскрыты различные по ширине участка крупные трещины и нагнетательные скважины равномерно распределены по толщине пласта, происходит распространение пара одновременно по всем вскрытым трещинам, то есть весь объем разрабатываемого участка нефтяного пласта оказывается вовлеченным в тепловое воздействие и происходит теплообмен между паром, распространяемым по трещинам, и пластом. При этом пар конденсируется и, под действием градиента давления, конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. По мере прогрева пласта происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим 6 скважинам. В случае прорыва пара в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара в соседние нагнетательные скважины снижают до ликвидации паропроявлений в добывающих скважинах. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий. В нагнетательные скважины также возможна периодическая закачка попутно добываемой воды, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части нефтяного пласта. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта в нагнетательные скважины также возможна закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) и(или) ПАВ с попутно добываемой водой. Добываемую жидкость из добывающих скважин транспортируют по специальной канавке в галереях 5 или по трубопроводу, проложенному галереях 5, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Месторождение может отрабатываться одновременно или последовательно отдельными участками.

Данное техническое решение по сравнению с прототипом упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами, отличающийся тем, что определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами, выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин, при этом нагнетательные скважины также бурят кустами к границе участка, распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера, причем нагнетательные скважины бурят разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта, равномерно распределяют зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта, при этом длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к области термической добычи нефти из неглубоких залежей. .

Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка, в котором для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, при этом применяют, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу для транспортировки сжиженного битума или особо тяжелой нефти и, по меньшей мере, одну трубу для ввода тепловой энергии, которые проходят обе параллельно.

Изобретение относится к системе извлечения газообразного метана из подземного пласта гидрата метана с использованием тепловой энергии. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при замере забойного давления в скважине. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к электроразрядным испытательным системам и может быть использовано для исследований электрического пробоя и сейсмоакустических эффектов в химических реагентах и смесях, используемых для повышения нефтеотдачи пластов, но токсичных и пожароопасных при применении на земле.

Изобретение относится к способу транспортировки "in situ" - на месте добычи битума или тяжелой нефти из месторождений нефтеносного песка. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума. .

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти с применением тепла, сложенной из послойно-неоднородных пластов

Изобретение относится к разработке залежи высоковязкой нефти, сложенной из продуктивных пластов малой толщины

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам (пороховым генераторам), предназначенным для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) высокотемпературными газами, выделяющимися при сгорании твердых топливных элементов (ТТЭ)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Наверх