Способ шахтной разработки нефтяной залежи

ОП ИСАНИЕ Союз СоветскихСоциалистическихРеспублик929 1 ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ 61) Дополнительное к авт. свид-ву -22) Заявлено 16,03.78 (21) 2587791/22-03присоединением заявки-23) Приоритет -Опубликовано 23.05.82. Бюллетень19Дата опубликования описания 28.05.82 51) М. Кл,В 43/2 Государственный комнт(53) УДК 622,2 .55 (088.8) лем нзооретеннйн открытий 2) Авт Корнев т . П. Табаков и Б зобретения но-исследовательский есоюзный нефтегазовый инст(71) Заявител АХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖ 4) СПО нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом 11 .Недостатком способа является невысокая эффективность процесса термошахтной добычи нефти в связи с низким охватом пласта процессом вытеснения.Известен также способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами 2.Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с неполным охватом его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины. етение относится к разработке месторождений, а именно к споошахтной добычи нефти, и может льзовано в нефтяной промышлен 5 лее эффективно настоящее изобожет быть использовано при разместорождений с высоковязкими и подвижными (текучими) битуесторождеазработаны обыча неф пробурен- остигаемая В настоящее время такие мния не могут быть эффективно робычным способом, при котором дти осуществляется скважинами,ными с поверхнеетями земли, днефтеотдача мала,Известен способ термошахтной добычинефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Черезнагнетательные скважины в нефтеносныйпласт подают теплоноситель, который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных сква.жин. С забоев эксплуатационных скважин ль изобретения -пласта, за счет теснением при пр ционные скважин стигается поставл бор нефти осущес параметров пара ьного объема) в э ательных скважинотдачи его вь плуатаДо что от вания гне Изобр нефтяных собу терм быть испо ности. Наибо ретение м работке нефтями мами.повышение нефте- увеличения охвата орыве пара в эксы.енная цель, тем, твляют до выравни(степени сухости ксплуатационных и ах.Сущность способа заключается в следующем.Закачка пара в пласт сопровождается постепенным повышением степени сухости и удельного объема пара в пористой среде. Изменение степени сухости и удельного объема пара происходит следующим образом. Степень сухости влажного пара есть относительное содержание паровой фазы в двухфазной системе, состоящей из насыщенного пара и находящейся с ним в равновесии жидкости Х= УУ+ У,где У - масса жидкой фазы; У - масса паровой фазы. Удельный объем влажного пара 15 Ч = ( - х) ч + хч",20где ЧЧ - удельные объемы насыщенногопара и находящейся с ним вравновесе жидкости.Состояние равновесия влажного параопределяется двумя параметрами, в качестве которых может быть выбрана любая парапеременных: давление Р, температура Т,удельный объем Ч, степень сухости Х, кромедавления и температуры, которые не являются независимыми.При постоянных давлениях Р и темпера- Зотуре Т происходит постепенная конденсацйяпара (уменьшается паровая фаза - и увеличивается жидкая фаза Ч"), т. е. уменьшается объем единицы веса рабочего тела.Постепенное повышение степени сухости (Х)и удельного объема пара Ч происходит по З 5сравнению с параметрами Х,Ч пара, которые были в пористой среде в нефтеносномпласте в зоне эксплуатационной скважиныв момент прорыва пара в эксплуатационнуюскважину. В этот момент параметры пара в 40указанном месте оказываются существенносниженными по сравнению с участками пласта в зоне нагнетательных скважин, поскольку процесс вытеснения нефти сопровождается интенсивным теплообменом при относительно малых скоростях перемещения. Максимального значения эти параметры достигнут тогда, когда состояние пара в эксплуатационных скважинах окажется таким жекак в нагнетательных. Последующее прекращение отбора нефти или подачи лара, 50приводящие к конденсации его в пористойсреде, вызовет тем большее увеличение притока нефти к зоне конденсации пара, чембольшее значение имели параметры парадо начала его конденсации,Достижение в эксплуатационных скважинах параметров пара, равных или близких к параметрам пара в нагнетательныхскважинах становится возможным в связи с тем, что при термошахтной разработке нефтеносные пласты разбуривают плотной сеткой скважин с расстояниями между ними около 10 - 25 м. Более того, представляется возможность бурить пологонаклонные и горизонтальные нагнетательные или эксплуатационные скважины непосредственно в нефтеносном пласте. Степень вскры тия пласта существенно повышается. Первоначально пар вытесняет нефть впласте из высокопроницаемых зон, каналов,каверн и трещин, При конденсации парав пласте создаются дополнительные перепады давления, способствующие вытеснениюнефти из более плотных, менее проницаемыхучастков нефтеносного пласта или блоков .породы в указанные каналы, каверны и трещины. При этом теплоноситель за счет фазового перехода интенсивно отдает тепло. породе пласта, понижая вязкость содержащейся в ней нефти или поддерживая достигнутую при предварительном разогреве нефтеносного пласта текучесть нефти. За счет перепада давления между нагнетательными иэксплуатационными скважинами нефть вытесняют в эксплуатационные скважины, апри конденсации следующих порций параохватываются вытеснением все новые участки нефтеносного пласта, что приводит кповышению нефтеотдачи. Особенно эффективно процесс вытеснения протекает тогда,когда параметры состояния пара перед конденсацией близки к начальным, После прорыва пара в эксплуатационные скважиныдобыча нефти из них естественно снижается.Тем не менее производят отбор нефти с паром с тем конденсатом, который уже образовался в пласте в ходе вытеснения нефти,т. е. осуществляют продувку пласта, повышая параметры состояния выходящего параХиЧ,При продувке теряется определенное количество пара, но поскольку расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами при термической разработке небольшие (10 - 20 м), процесс восстановления параметров состояния пара Х, Ч происходит очень быстро (несколько минут).В некоторых случаях возможно, что повышение параметров состояния выходящегопара будет осуществляться без вытеснениянефти, Тепловые потери при этом в силуотмеченного выше положения будут незначительными.Способ осуществляется следующим образом.Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себяподъемный и вентиляционный шахтные стволы, околоствольные выработки, штреки ирабочие галереи,Из указанных рабочих галерей бурятнагнетательные и эксплуатационные скважиПри последующих циклах отбора нефти линии тока (трассы движения) пара расширяются, в результате чего увеличивается ох 55 ны. Нагнетательные и эксплуатационные скважины могут быть пробурены из одних и тех же рабочих галерей. Существо способа не изменяется, если нагнетание пара и отбор нефти будут осуществляться из различных рабочих галерей, расположенных на различных уровнях. Например, когда закачку пара производят из горных выработок, расположенных выше эксплуатационной галереи. Эксплуатационную галерею размещают в нефтеносном пласте (как правило в средней или нижней частях пласта) или ниже егО.Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт циклически закачивают пар для равномерного распределения его по всему объему пласта и вытеснения нефти в эксплуатационные скважины к рабочей галерее.Из эксплуатационных скважин разделенных на группы производят циклический отбор нефти в рабочую галерею. Нефть вытесняют из пласта паром до тех пор, пока не произойдет прорыв пара в эксплуатацион-ные скважины. После этого эксплуатационные скважины не закрывают, как в известных способах, а осуществляют прокачку пара в пласте, удаляя из него конденсат, образовавшийся в ходе вытеснения нефти, 25 и повышая параметры состояния выходящего пара, прежде всего степень сухости пара и удельный объем.Когда параметры пара в эксплуатационных скважинах окажутся такими же, как и в нагнетательных, эксплуатационные сква- зо жины закрывают.За счет потерь тепла через кровлю и подошву нефтеносного пласта и уноса тепла с добываемой жидкостью происходит изменение параметров пара, пар конденсируется. В зоне конденсации снижается давление, З освобождается объем и нефть из окружающих зон притекает в зону конденсации. При конденсации пара в крупных порах, а также в кавернах и трещинах за счет дополнительных местных перепадов давления создаются 40 благоприятные условия для притока нефти из мелких пор нефтеносного пласта и его участков с ухудшенной проницаемостью.Благодаря тому, что конденсируется пар с предварительно повышенными состояниями параметров происходит интесивный при- ф 5 ток нефти из отдельных участков, что увеличивает охват пласта вытеснением.После полной конденсации пара и выравнивания давления в пласте осуществляют очередной цикл отбора нефти. Нефть потоком теплоносителя уносится в эксплуатационные скважины, в первую очередь, из зон повышенной проницаемости, каверн и трещин, куда она поступила из зон ухудшенной проницаемости. ват вытеснением и возрастает эффект от перекачки пара. Нефть из эксплуатационных скважин поступает в рабочие галереи откуда ее по закрытой системе сбора подают на поверхность, предварительно отделив ее от горячей воды, которая используется на технологические нужды. Циклы закачки пара в пласт и отбора из них не одинаковы. Закачка пара в пласт более продолжительна.После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и бурения нагнетательных и эксплуатационных скважин способ осуществляют реализацией следующих операций,Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт под давлением от 1 до 20 кгс/см 2 закачивают теплоноситель с интервалами времени от 10 до 30 суток с остановками такой же продолжительности.Для данного случая интервал времени закачки пара 15 суток, время остановки 15 суток, давление нагнетания 3 кг/см , Все нагнетательные скважины разделяют на две группы, закачку пара в каждую из которых осуществляют поочередно с указанными выше интервалами времени закачки пара и остановки нагнетательных скважин.Осуществляют отбор жидкости (нефти и воды) из эксплуатационных скважин.После промыва пара в эксплуатационные скважины осуществляют прокачку пара в пласте до тех пор, пока параметры пара (степень сухости и удельный объем) в эксплуатационных скважинах не станут равными или близкими к параметрам пара в нагнетательных скважинах, для чего на эксплуатационных скважинах устанавливают регуляторы отбора, позволяющие закрывать эксплуатационные скважины по достижении указанных параметров.Циклы закачки в пласт теплоносителя и отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин повторяют до экономически целесообразной выработки запасов нефти с разрабатываемого участка.Цикл отбора нефти из эксплуатационных скважин состоит из времени работы скважины и времени ее остановки. Время работы эксплуатационных скважин уже в первый цикл определяется пуском их в работу и остановкой после выравнивания параметров пара в эксплуатационной и нагнетательной скважинах.Для оценки эффективностк предлагаемого способа термошахтной добычи нефти проведем его сопоставление с известным способом. В обоих случаях закачивается пар одинаковых параметров степень сухости 0,2; давление нагнетание 3 кгс/см. В известном способе эксплуатационные скважины отключаются при степени сухости пара 0,1 в предлагаемом способе при 0,2.По диаграмме состояния пара для 3 кгс/см при степени сухости 0,1 удельный929819 Удельныйобъем Коэффици- Коэффициент ох- ент вытесКоэФициент нефтеотдачи Степень Разностьудельногообъемарабочеготела,м/кг Давление нагнетасухостипара вата пара,м/кг нения ния,кгс/см 2 0,70 0,44 0,1 0,06 0,059 0,63 0,2 0,12 0,119 0,69 0,71 0,49 35 Формула изобретения Составитель А. ЗвездинаРедактор Г. Ус Техред А. Бойкас Корректор О. БилакЗаказ 3364340Тираж 624 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж - 35, Раушская наб., д. 4/5Филиал П 11 П Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 объем пара равен 0,06 мз/кг, при степени сухости 0,2 - 0,12 м/кг.В обоих случаях при полной конденсации 1 кг пара занимаемый конденсатом объем равен 0,001 мз. При степени сухости пара 0,2 разность удельных объемов равна 0,119 м/кг, при степени сухости пара равна 0,059 м/кг. Таким образом, применение способа в описанных условиях дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Предлагаемый способ может быть использован для.добычи подвижных (текучих) битумов.Расход пара в предлагаемом способе выше, но выше и достигаемая нефтеотдача. В рассмотренном примере показано, что применение предлагаемого способа дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Расход же зв пара выше, но не на много. Расчеты за один и тот же срок (5 лет) показывают, что удельные расходы пара, т. е. количество пара на добычу одной тонны нефти, в обоих случаях одинаковы и составляют 2,5 т/т. Способ шахтной разработки нефтянойзалежи, заключающийся в вытеснении нефти Разность удельных объемов при степени сухости 0,1 и 0,2 равна 0,06. Коэффициент охвата пласта вытеснением в этом случае повышается от 0,63 до 0,69. Коэффициент вытеснения соответственно составит 0,70 и 0,71, а достигаемая нефтеотдача 0,630,7= 0,44 и О,10,69 = 0,49. Расчет представлен в таблице 1.из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины, отбор нефти осуществляют до выравнивания параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Источники информации,принятые во внимание при экспертизе 1. Мишаков В. Н. и др. Опыт применения тепловых методов при шахтной разработке месторождений высоковязких нефтей. Нефтяное хозяйство,10, 1974, с. 31 - 35.2, Авторское свидетельство СССР468529, кл. Е 21 В 43/24, 13.03.72.