Способ шахтной разработки нефтяной залежи

 

Союз Советсиии

Социалистических республик

ОП ИСАНИ Е

ИЗО6РЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (ti)933957 (61) Дополнительное к авт. сеид-ву— (22)Заявлено 23.01 ° 79 (21) 2707300/22-03 с присоединением заявки М— (23) Приоритет—

Опубликовано 07 06 82. Бюллетень М 21

Дата опубликования описания 07. 06. 82 (5I)M. Кл.

Е 21 В 43/24

Государственный квинтет (53) УДК 622. 276. .55(088.8) ио делзи изобретений и открытий (72) Авторы изобретение

В.П. Табаков и В,П. Пилатовский

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследоватг йлйй акий 1институт

I (7I) Заявитель (54) СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработке месторождений с высоковязкими неф5 тями и подвижными (текучими) битумами.

В .настоящее время такие месторождения, как правило, не могут быть

}О эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осущест вляется скважинами, пробуренными с поверхности земли. Достигаемая в этом случае нефтеотдача мала.

Известен способ термошахтной добычи нефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. С забоя эксплуатационных скважин.нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом (1 ).

Недостатками данного способа являются прорывы пара в горные выработки и, как следствие, снижение эффективности процесса термошахтной добычи нефти.

Известен способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины с последукицим поддержанием температуры путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины (2 .

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта в связи с низкой эффективностью прогрева и охвата вытеснением.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет

933957 где с4а отбор скважин времени ния где A- расстояние между нагнетательными и эксплуатационны-. ми скважинами, м; зо

5Р- перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, Н/м,, P - вязкость нефти, н с/м

hl - пористость нефтеносного пласта, Х - проницаемость нефтеносного пласта, 3);

P-) - изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоноси4 2телем за цикл;

3 - безразмерный параметр, причем интервал времени t<,подачи теплоносителя в нагнетательные скважины кратен интервалу времени t отбора нефти из эксплуатационных скважин, а кратность

55 повышения эффективности его проГрева и охвата вытеснением.

Поставленная цель достигается тем, что для разогрева пласта производят дополнительную закачку теплоносителя через эксплуатационные скважины, подачу пара осуществляют через. нагнетательные скважины с интервалами времени теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град, температуропроводность нефтеносного пласта, м /с, удельный вес нефтеносного пласта, Н/м, линейный масштаб, м, безразмерное время (Ос Г» 1), нефти из эксплуатационных производят с интервалами определяемыми из соотношеУвеличение, нефтеотдачи достигается в первую очередь в результате разогревания нефтеносного пласта и насыщающей его нефти, а следовательно, в результате снижения вязкости нефти.

Необходимость выбора кратного отношения интервалов времени цикла

1Е

20 закачки теплоносителя (например пара) и цикла отбора нефти обосновывается тем, что геометрическая симметричность и упорядоченность элементов (участков) шахтного поля при этом дополняется временной симметрией, в смысле кратности интервалов времен цикла закачки и отбора жидкости.

В условиях кратности интервалов времени циклов закачки и отбора воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер или будут приближаться к нему. Такие целесообразные воздействия на фильтрационные процессы создают благоприятные условия для получения повышенных значений показателей разработки пласта ° Например, нефтеотдача пласта увеличивается при дополнительном сокращении площади (обьема) застойных зон в окрестности каждого пластового включения.

Повышение эффективности процесса- прогрева пласта и уменьшение обводненности добываемой нефти осуществляется за счет регулирования работы эксплуатационных и нагнетательных скважин по описанному принципу.

На фиг. 1 изображен участок горных выработок с горизонтальными и восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными радиально, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскости); на

Фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1; на

Фиг. 3 - участок горных выработок с восстающими нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными параллельно друг другу, вид в плане (горные выработки условно совмещены в одной горизонтальной плоскосги); на фиг. 4 - сечение

Б-Б на фиг. 3; на фиг. 5 - временная диаграмма работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (g - работа нагнетательных скважин, 6 - работа эксплуатационных скважин); на фиг. б - участок нефтеносного пласта, разбуренный системой параллельных нагнетательных и эксплуатационных скважин (a- работа первой группы нагнетательных скважин, ñ5 - работа второй группы нагнетательных скважин); на фиг. 7 - временная диаграмма работы скважин, когда нагнетательные скважины разбиты на

93395

5 две группы (0- работа нагнетательных скважин; д- работа эксплуатационных скважин); на фиг. 8 - то же, когда нагнетательные и эксплуатационные скважины разбиты на груп- S пы (с1 - работа нагнетательных скважин; 6 - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 9 - то же, когда среднее время отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин различно (с1- работа нагнетательных скважин; Ю - работа эксплуатационных скважин); на фиг. 1О - то же, когда время подачи теплоносителя в различные группы нагнетательных скважин и среднее время отбора нефти из различных групп эксплуата, ционных скважин различно ((3 - работа нагнетательных скважин, < — работа эксплуатационных скважин); на 30

Фиг. 11 — работа группы скважин при закачке теплоносителя и отбора нефти через одни и те же скважины (О - работа первой группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных скважин; с — работа первой

r уппы нагнетательных и первой группы р эксплуатационных скважин; 4 — работа второй группы нагнетательных и второй группы эксплуатационных 3о скважин, - работа второй группы нагнетательных и первой группы эксплуатационных скважин).

Устройство для осуществления предлагаемого способа термошахтной добычи нефти включает подъемный шахтный ствол 1, вентиляционный шахтный ствол 2, рудничный двор 3, штреки 4, наклонные горные выработки 5 и 6; нефтеносный пласт 7, рабочую галерею 8, эксплуатационные скважины 9, нагнетательные скважины 10, котельную установку 11, наземный трубопровод 12, пароподающую скважину 13, элемент (участок) 14 шахтного поля, условную границу 15 шахтного поля, горизонтальные или пологонаклонные скважины 16; трубы

17, пакеры 18 и 19, обсадную .колонну 20.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себя два шахтных ствола - подъемный шахтный ствол 1 (фиг. 1 - 4) и вентиляционный шахтный ствол 2, рудничный двор 3, околоствольные

7 6 выработки, в которых размещают электровозное депо, насосную станцию, склады и т.д. (не показаны), штреки

4, наклонные горные выработки 5 и 6.

Штреки 4 сооружают выше кровли нефтеносного пласта 5. Они имеют наклон к горизонту порядка 1-3 .

Разработка шахтного поля ocyulecrsasexcs noanew o (по участкам).

Все элементы (участки) идентичны друг другу. Они могут иметь Форму правильных многоугольников, например форму шестиугольников (фиг. 1) или прямоугольников (фиг. 3), а также любую другуюИз штреков 4 сооружают наклонные горные выработки 5 и 6 в зону нефтеносного пласта 7 и создают здесь, по меньшей мере, одну рабочую галерею 8.

Рабочая галерея 8 может иметь различную форму: круговую (фиг. 1), квадратную, прямоугольную, эллиптическую, прямоугольную (фиг. 3), криволинейную или иную другую в зависимости от формы " элемента (участка).

Из рабочей галереи 8 бурят эксплуатационные 9 и нагнетательные 10 скважины. В случае круговой рабочей галереи 8 указанные скважины бурят равномерно по площади, по радиусам окружности (фиг.. 1). В случае прямолинейной рабочей галереи (фиг.3) эксплуатационные 9 и нагнетательные

10 скважины бурятся равномерно по площади параллельно друг другу.

Теплоноситель (например пар) подают к устьям нагнетательных скважин 10 от котельной установки 11 (фиг. 2 и 4) по наземному трубопроводу 12 через пароподающую скважину

l3 и подземные трубопроводы, расположенные s штреках 4 (не показаны). !

Через систему нагнетательных 10 и эксплуатационных 9 скважин нефтенасосный пласт 7 прогревают до температуры, при которой нефть приобретает необходимую текучесть.

Для различных нефтяных месторождений эта температура может коле" баться в значительных пределах от около 80 до 250 С, и зависит от свойств нефти.

В результате густой сети нагнетательных скважин 10 имеющих большую протяженность по нефтеносному пласту 7, последний прогревается равномерно и быстро по всему его объему., 933957 8 гдето,, и

Это достигается за счет того, что. горизонтальные и восстающие нагнетательные скважины 10, протягиваясь по нефтеносному пласту 7 на десятки и сотни метров, соединяют неоднородные его зоны, различные каналы, трещины, каверны и увеличивают степень вскрытия нефтеносного пласта.

Наличие в нефтеносном пласте 7 трещин при преимущественно вертикальном их распространении, высокопроницаемых эон и каверн способствует быстрому его прогреву.

При повышении температуры нефтеносного пласта 7 вязкость нефти снижается и увеличивается ее текучесть. !

В том случае, когда закачка теплоносителя только через нагнетательные скважины 10 приводит к длительному периоду разогрева пласта, то с целью интенсификации этого процесса нефтеносный пласт 7 прогревают через нагнетательные 10 и эксплуатационные 9 скважины одним из обычных, используемых в практике термошахтной добычи нефти способов.

Расстояние между эксплуатационными 9 и нагнетательными. 10 скважинами выбирают в зависимости от конкретных геологических условий, они могут быть как одинаковыми, так и различными.

Нефть, добытую из эксплуатационных скважин 9 и поступившую в рабочую галерею 8, подают в канавки, которые сооружаются в штреках 4.

Вместе с подаваемой в канавки водой нефть транспортируется самотеком за счет наклона горных выработок к горизонту порядка 1-3 ко установкам (не показаны), где она отделяется от основной массы воды, Нефть с попутно добываемой водой может также транспортироваться иэ рабочей галереи по наклонным выработкам 5 и 6 и штрекам 4 по трубопроводам к укаэанным установкам для отделения воды за счет перекачки ее насосами. Из этих установок нефть перекачивается в центральwe подземные нефтесборники (не показаны), откуда ее после первичной подготовки и подогрева подают по трубопроводам через специальные скважины

14 или через шахтный ствол в резервуары нефтебазы, расположенные на поверхности земли.

Существо способа не изменяется, если штреки .4 (фиг. 3 и 4) будут создавать ниже нефтеносного пласта

7. Более того, при таком размещении штреков 4 создаются лучшие условия для подачи в них нефти иэ рабочих галерей 8. Транспортирование нефти в этом случае может осуществляться

> самотеком.

Рабочая галерея 8 может быть создана в виде двух спаренных горных выработок (фиг. 3), а также в виде одной горной выработки круговой (фиг. 2), прямолинейной или криволинейной.

Во всех случаях протяженность рабочей галереи 8 выбирается, кроме прочих условий, из условия надежного проветривания. Система вентиляции должна обеспечить соблюдение необходимых норм охраны труда и техники безопасности для обслуживающего персонала.

После разогрева нефтеносного. пласта 7 (фиг. 2) в него подают через нагнетательные скважины 10 теплоноситель с интервалами времени, определяемыми из соотношения

ЗО 6„=Cg 1 Je, (1) где с - теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град;

t - температуропроводность нефтеносного пласта, м /с, L - -линейный масштаб, и, 7," " безразмерное время (0+< 4 1).

Безразмерное время зависит от толщины нефтеносного пласта 7, температуры на забоях нагнетательных

I скважин 10, а также от количества и размещения нагнетательных скважин

1 О. Величину 1," определяют иэ уравнения, включающего указанные параметры, Дпя случая, когда нагнетательные скважины 10 располагаются в кровельной и подошвенной частях пласта, уравнение для определения безразмерного времени имеет вид

0 gg gp (g) б < В

8 - температура на забоях нагнетательных скважин в кровельной и подошвенной частях пласта, С;

933957

0 - начальная температура

О пласта, о С

9 - масштаб температуры, ОС;.

М - осредненная температура пласта, О С; ф( г„ЬУ)-2 Хм(о, .д ) ао;

Г(й;и 214 (о, ф)ац

:у „р- вязкость нефти и теплоносителя, Hñlм

1 r" (g.) 1

"® хх,(). х,()

F„(3) =х х„(%) ссм), где f (<>) и f (g) - фазовые проницагде емости по нефти и теплоносителю;

- насыщенность нефтеносного пласта теплоносителем;

- насыщенность неО фтеносного пласта зо на Фронте вытеснения.

М- функция Якоби, h.

Ц = —

Необходимость выбора кратного отношения интервалов времени цикла закачки теплоносителя (например пара) и цикла отбора нефти обосновывается, как указывалось, тем соображением, что геометрическая симметричность и упорядоченность элементов (участков) шахтного поля .при этом дополняется временной симметрией, в смысле кратности .интервалов времени закачки теплоносителя и отбора нефти. В условиях кратности интервалов време55 ни закачки теплоносителя и отбора нефти воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер или приближаются к нему.

Такие воздействия на фильтрационные

40 процессы являются существенными в технологии, поскольку создают благоприятные условия для увеличения нефтеотдачи пласта. где 4 - расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м;

hP- перепад давления между нагнетательными и эксплуатай. ционными скважинами, н/м Ц - вязкость нефти, нс/м, К - проницаемость нефтеносного пласта, Д;

m - пористость нефтеносного пласта, р р - изменение насыщенности неф еносного пласта теплоносителем за цикл;

 — безразмерный параметр, зависящий от характера фазовых проницаемостей по нефти и теплоносителю, определяется из соотношения ь= сх(г(Ko)

1о

К К

55 где Х= — „

К Ф- проницаемость пласта по

1 а нефти и теплоносителю, Д;

h - толщина пласта, м.

Отбор нефти из эксплуатационных скважин 9 производят с такими интервалами времени tg, что интервал времени t подачи теплоносителя в нал гнетательные скважины 10 кратен интервалу времени t отбора нефти из эксплуатационных скважин 9, причем

I кратность n =/ — 60, где символ

/ ъ! означает операцию взятия целой части отношения двух величин

A +(p -р, )3

Ф К Р (3) I

Минимальная кратность 60 интер" вала времени 4; подачи теплоносителя

1 в нагнетательные скважины интервалу времени отбора нефти из эксплуатационных скважин получается в реэуль3 тате термогидродинамических расчетов теплового баланса нефтеносного пласта, при котором наравне с разогревом нефтеносного пласта учитываются утечки тепла через кровлю и подошву нефтеносного пласта, а также потери тепла с добиваемой нефтью за каждый цикл отбора нефти из пласта через эксплуатационные скважины.

933957

Из приведенных выражений для и t значение кратности определяют по формуле

2 Km 4 c

И

I где все обозначения указаны выше.

Во все нагнетательные скважины

10 разрабатываемых элементов (участков) 16 (фиг. 1 и 3), отделенных друг от друra условными границами

17, в течение определенного времени

tq подают теплоноситель, а затеи нагнетательные скважины 10 закрывают и держат закрытыми в течение времени t . В частном случае время подачи теплоносителя через нагнетательные скважины 10 может равняться времени t их закрытия. Полный цикл

Т работы нагнетательных скважин 10 равняется су »ме времени t и и

Добычу нефти осуществляют цикли-. чески через все эксплуатационные скважины 9 как во время закачки теплоносителя в нагнетательные скважины

10, так и во время их остановки, причем интервал времени t отбора нефти из эксплуатационных скважин 9 чередуется с интервалом времени tq их остановки.

В частном случае интервал времени

t может быть равен интервалу вре4

Описанный процесс условно показан на временной диаграмме работы нагнетательных и эксплуатационных скважин (фиг. 5).

Интервал времени цикла закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 10 кратен интервалу времени цик« о ла отбора нефти из эксплуатационных скважин 9.

3а счет кратного отношения интервалов времен цикла закачки теплоносителя и цикла отбора нефти ("временная симметрия") воздействия на фильтрационные процессы приобретают периодический характер.

Такие целесообразные воздействия на фильтрационные процессы создают благоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в окрестности каждого непроницаемого или плохо проницаемого пластового

55 включения.

Во время подачи теплоносителя в нефтеносный пласт 7 и отбора нефти иэ эксплуатационных скважин 9 происходит гидродинамическое вытеснение нефти в пласте. Во время подачи в нефтеносный пласт 7 теплоносителя и прекращения отбора нефти из эксплуатационных скважин 9 в нефтеносном пласте 7 повышается давление и температура.

3а счет этого в очередном цикле отбора осуществляется вытеснение нефти от нагнетательных скважин 10 к эксплуатационным скважинам 9.

8о время остановки нагнетательных и эксплуатационных скважин происходит капиллярная пропитка блоков породы в трещиноватых пластах и участков с низкой проницаемостью в неоднородных пластах и перераспределение давления.

При отборах нефти из эксплуатационных скважин 9 происходит изменение направлений фильтрационных по.токов, за счет чего происходит уве" личение охвата пласта вытеснением и, как следствие, нефтеотдачи.

После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин способ ocy" ществляется следующим образом.

Закачкой теплоносителя (пара) через нагнетательные и эксплуатационные скважины разогревают нефтеносный пласт до средней температуры порядка 100 С, при которой вязкость нефти с 15300 сП при начальной пластовой температуре +б С снижается до вязкости порядка 30 сП. Нефть при этом приобретает необходимую текучесть в пласте.

В нефтеносный пласт через нагнетательные скважины закачивается пар со степенью сухости 0,8 под давлением 2-5 ат на их устьях с интервалами времени t<, определяемыми из соотношения (1).

В качестве исходных данных при" нимают следующие показатели: с = 0,2(ккал/кг/ОС ;

43,2 1ккал/м/сут/ С 1; у= 2 10 (кг/м ); Ь = 30(). Безразмерное время ь определяют из зави" симости (2) при следующих данных:

6»= = 130 С), 9. = 6(С);

6= 1оо Г С); Ь = 18,5 м3.

Для этих показателей время - » подачи теплоносителя в нефтеносный пласт составляет 14 сут. Время остановки нагнетательных скважин вы121

Показатели рв Нефтеотдача, Ф

0,44

0,52

Удельный расход пара, т/т

2 5

2,2

Средняя обводненност ь

55

13 93395 держивают такой же продолжительности, т.е. = 14 сут.

Одновременно с закачкой теплоносителя осуществляют циклический отбор нефти из эксплуатационных

S скважин с интервалами времени 4, определяемыми из соотношения (3).

В качестве исходных данных принимают следующие показатели:

А = 20 м1; др = 2 кгс/см g, io

P= 30(clip; к = 2(Д); m = 0,26.

Безразмерный параметр Я определяют из зависимости (4) при x = 1/40; о = 0,4. Относительные фазовые проницаемости g ($) и f<(() определя- М ются из известных соотношений.

Для этих показателей время t отбора нефти из эксплуатационных скважин составляет 2,08 ч.

Иэ полученных значений величин

t и t> находят кратность — 161,538 = 161.

Из найденного значения кратности 2s уточняют значение времени отбора нефти из из эксплуатационных скважин иэ зависимости

14 24

= 2 ч 5 мин.

Ъ и 1

7 . 14.

Вязкость нефти при температуре разогрева, сП 30

Количество нагнетательных скважин, шт 643

Количество эксплуатационных скважин, шт

Средняя длина нагнетательных скважин, м 55

Средняя длина эксплуатационных скважин, м l90 Показатели после 5 лет разработки приведены в таблице.

11,59

18,5

0,26

0,89

0,11

Время t4 остановки эксплуатационных скважин выдерживают такой же продолжительности, т.е. t = 2 ч 5 мин.

Для оценки эффективности предлагаемого способа термошахтной добычи нефти проводят его сопоставление со способом, в котором закачку теплоносителя и отбор нефти осуществляют также циклически, но беэ соблюдения 4в приведенных соотношений между временем „ и временем t3 .

В качестве исходных данных для расчета и для сопоставления принимают следующую информацию:

Площадь элемента разработки, ra

Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м

Пори тост ь

Нефтенасыщенность

Водонасыщенность

Средняя проницаемость пласта, 0

Начальная пластовая температура, С

Температура пласта после разогрева, С 100

При осуществлении предлагаемого способа в зонально неоднородных неФтеносных пластах все нагнетательные скважины разбивают на группы, а закачку теплоносителя в каждую группу осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий.

На фиг. 6 схематично показан участок нефтеносного пласта 7, разбуренный из рабочей галереи 8 системой параллельных нагнетательных 10 и эксплуатационных 9 скважин. Нагнетательные скважины 10 разделены на две группы. В группы входят нагнетательные скважины, .расположенные через одну. На фиг. 6а показана работа первой группы нагнетательных скважин

10 ° 1, 10-2, 10-3, на фиг. 6 8 - второй группы нагнетательных скважин

10 4, 10 ° 5 на том же самом участке.

На фиг..7 показана временная диаграмма.работы нагнетательных и эксплуатационных скважин. Условно показан .цикл работы Т двух различных групп нагнетательных скважин. Интервал времени подачи пара в первую группу - t, во вторую - t . В частном случае и 1 может быть равен й

933957

Интервалы времени циклов закачки кратны интервалу времени цикла отбора нефти из эксплуатационных скважин.

Время остановки эксплуатационных скважин зависит. от физических свойств.5 нефтеносного пласта и насыщающей его нефти. B частном случае время отбора нефти из,эксплуатационных скважин может быть равным времени их остановки.

1О

Циклическая закачка теплоносителя через различные группы нагнетательных скважин в нефтяной пласт и циклический отбор нефти через все эксплуатационные скважины приводит к смене 15 направлений фильтрационных потоков в пласте, .вымыванию нефти, из застойных зон, участков пласта с ухудшенной проницаемостью, что приводит к повышению нефтеотдачи. 20

При осуществлении предлагаемого способа в зонально и литологически неоднородных нефтеносных пластах эксплуатационные скважины 9 также разбивают на группы, а отбор нефти из каждой группы осуществляют поочередно в зависимости от технологических условий.

На фиг. 8 условно показано время

t закачки теплоносителя в первую группу нагнетательных скважин 10, . время tg закачки во вторую группу нагнетательных скважин 10, время и t отбора нефти из первой и второй группы эксплуатационных скважин 9 соответственно.

Циклическая закачка пара в различные группы нагнетательных скважин с циклическим отбором нефти, а также кратность интервалов времен циклов закачки и отбора позволяют повысить охват вытеснением нефтеносных пластов с высокой зональной и литологической неоднородностью и за счет этого повысить нефтеотдачу.

При осуществлении предлагаемого способа в неоднородных, трещиноватых, трещиновато-пористых и трещиноватокавернозно-пористых коллекторах отбор нефти из эксплуатационных скважин

9 производят так, чтобы интервал вре50 мени цикла закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 10 был кратен среднему времени цикла отбора нефти из одновременно работающих эксплуатационных скважин 9.

На фиг. 9 показана временная диаграмма работы двух групп нагнетательных и двух групп эксплуатационных скважин, причем, время t и t - среднее время отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин.

Отбор нефти из отдельных скважин каждой группы осуществляют в течение различных интервалов времени, определяемых в основном прорывами в них пара или воды.

Это позволяет создавать в пласте фильтрационные потоки таким образом, чтобы достигался наиболее полный охват нефтеносного пласта 7 вытеснением, что приводит к повышению нефтеотдачи и уменьшению обводненности добываемой нефти.

При различных по времени отборах нефти из эксплуатационных скважин 9 удается предотвратить прорывы napa s горные выработки через эксплуатационные скважины 9, что позволяет экономнее расходовать теплоноситель.

На фиг. 10 схематично показан общий случай, когда интервалы времени циклов закачки теплоносителя в разные группы нагнетательных скважин различны и средние времена циклов отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин также различны. Количество скважин в разных группах нагнетательных и эксплуатационных скважин может быть как одинаковым, так и различным.

Продолжительности циклов закачки теплоносителя (например пара) в различные группы нагнетательных скважин определяются геолого-физическими характеристиками нефтеносного пласта и колеблются от 10 до 30 сут. Давление нагнетания от 1 до 20 кг/см .

Продолжительности циклов отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин колеблются от одного до нескольких часов.

В тех случаях, когда нефтеносный пласт сложен крепкими (устойчивыми) породами, при осуществлении предлагаемого способа подачу теплоносителя в нефтеносный пласт производят через помещенные в горизонтальные или пологонаклонные скважины 18 (фиг. 11) трубы 19, снабженные одним пакером

20 у забоя и другим пакером 21 по существу в средней части скважины, а отбор жидкости производят через перфорированные отверстия в обсадной колонне 22 у устья скважин так, чтобы интервал времени подачи теплоноси933957

Формлуа изобретения теля в указанные трубы был кратен времени отбора нефти через укаэанные t» перфорированные отверстия в обсадной колонне у устья скважин.

По предлагаемому способу закачку з теплоносителя в нефтеносный пласт и отбор из него нефти осуществляют через одни и те же скважины как одновременно, так и раздельно в зависимости от установленного технологи- 1О ческого режима работы скважин.

Для предотвращения возможных прорывов нагнетаемого в нефтеносный пласт теплоносителя скважины снабжаются двумя пакерами, один из которых (пакер 20) устанавливают у забоя скважин, а другой (пакер 21) по суще. ству в средней части скважины 18.

Бурение скважин 18 осуществляют из рабочей галереи 8. 20

Реализация этого может осуществляться аналогично описанному, В этом случае остаются справедливыми приведенные на фиг. 5, 7-9 временные диаграммы работы нагнетатель- 2$ ных и эксплуатационных скважин. Под нагнетательными скважинами в данном случае понимают участки скважин от их забоя до первого пакера 20, а под эксплуатационными - участки скважин 30 от их устья до второго пакера 21.

Подачу теплоносителя и отбор нефти осуществляют с помощью системы параллельных горизонтальных скважин, разделенных на группы, например через одну.

Закачку пара (фиг. 11ь, осуществляют через забои скважин l, tlt и У, а отбор нефти - через перфорированные 40 отверстия в обсадной колонне скважин

Ии 1У.

Закачку пара (фиг. 11о ) продолжают осуществлять через скважины l, 6 и У, а нефть отбирают через перфорированные отверстия тех же самых сква- жин.

За счет этого происходит смена направления фильтрационных потоков, показанная на фиг. 1:1 0 и 11 о стрелками. Охват пласта вытеснением у устьев скважин увеличивается.

18

Закачку пара (фиг. 11ъ) и отбор нефти осуществляют через одни и те же скважины П и lY, что также приводит к смене направления потоков неф" ти в пласте, к увеличению охвата и, как следствие., к увеличению нефтеотдачи.

Как видно из укаэанных фигур, в нефтеносном пласте при реализации этих вариантов создаются фильтрационные потоки с изменяющимися направлениями течения нефти.

При кратном отношении времен циклов закачки теплоносителя и отбора нефти создаются благоприятные условия для дополнительного сокращения застойных зон в нефтеносном пласте.

Подача теплоносителя в трубы 19 позволяет поддерживать температуру призабойной зоны на заданном уровне, а следовательно, поддерживать высокую текучесть нефти.

Все это позволяет интенсифицировать процесс прогрева нефтеносного пласта, увеличить охват пласта вытеснением, повысить нефтеотдачу и темпы разработки.

При осуществлении предлагаемого способа, когда нефтеносный пласт представлен слабосцементированными породами, кольцевое пространство между стенками скважин и помещенными в скважины трубами на участке между пакерами 20 и 21 заполняют быстротвердеющими непроницаемыми для теплоносителя составами (например цементным раствором).

В этом случае не требуется обсаживать скважину обсадной колонной на всю ее длину и устанавливать два пакера. Достаточно установить только один пакер по существу в средней части скважин, а обсадную колонну 22 опускать до места ег0 установки. Хорошая герметизация эа" трубного пространства позволяет избежать прорывов пара в рабочую галерею. Это, в свою очередь, повышает эффективность процесса термошахтной добычи нефти.

Пар (фиг. 11.6) закачивают через скважины П и 1У, а нефть отбирают из скважин l, U и У. При такой смене направления фильтрационных потоков увеличивается охват пласта вытеснением у забоев скважин.

CnocoG шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в разогреве пласта до температуры текучести нефти закачкой теплоносителя через нагнетательные скважины с последующим

9339 поддержанием :. пластовой, температурй путем циклической закачки пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти через эксплуатационные скважины, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью увели- . чения нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности его прогреса и охвата вытеснением, для разогрева пласта производят дополнительную 10 закачку теплоносителя через эксплуатационные скважины, а подачу пара осуществляют через нагнетательные скважины с интервалами времени, E,„=c a /8 где:С- теплоемкость нефтеносного пласта, Дж/град", 3 - температуропроводность нефтеносного пласта, м /с," 20

Ъ - удельный вес нефтеносного пласта, Н/м ;

1- линейный масштаб, м;

Г- безразмерное время (OC>1}, а отбор нефти из эксплуатационных скважин производят с интервалами времени, определяемыми из соотношения

Д Я уп (,1- ЯЯ З 1дР

30 где А " расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м;

57 20, д р - перепад давления в нефтеносном пласте между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, H/Ф;

Д - вязкость нефти, нс/м и - пористость нефтеносного пласта;

К вЂ” проницаемость нефтеносного пласта, D; рр- изменение насыщенности нефтеносного пласта теплоносителем за цикл", Я вЂ” безразмерный параметр, зависящий от характера фазовых проницаемостей по нефти и теплоносителю, причем интервал времени t< подачи теплоносителя в нагнетательные скважины кратен интервалу времени отбора нефти из эксплуатационных скважин, а кратность

И= адьо

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Мишаков В,H. и др. Опыт применения тепловых методов при шахтной разработке месторождений высоковязких нефтей. "Нефтяное хозяйство", 1974, NÃ 10, с. 31-35.

2. Авторское свидетельство СССР

11 468529, кл. Е 21 В 43/24, 13.03..72.

933957 фиг. 11

Составитель А. Звездина

Редактор Л. Лукач Техред К.Мыцьо Корректор Л. Бокшан

Заказ 3879/19 Тираж 623 Подлисное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4