Термошахтный способ добычи нефти это

Извлечение тяжелой нефти. Термошахтные системы разработки месторождений

В статье рассмотрены основные термошахтные технологии, описаны их преимущества и недостатки. По результатам моделирования установлен вариант, обеспечивающий наибольшую нефтеотдачу на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Ярегское месторождение – месторождение высоковязкой нефти, открытое в 1932 году в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже в 25 километрах к юго-западу от современного города Ухты, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Ярегское месторождение включает три площади: Ярегскую, Лыаёльскую и Вежавожскую (рис. 1). В промышленной разработке термошахтным методом находится только Ярегская площадь, на Лыаёльской площади проводятся опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий теплового воздействия на пласт с поверхности [2].

РИС. 1. Обзорная карта Ярегского месторождения

На Ярегском месторождении применяются следующие системы разработки: двухгоризонтная, одногоризонтная система с оконтуривающими выработками, одногоризонтная система и подземно-поверхностная. Все применяемые на месторождении варианты разработки отличаются лишь расположением нагнетательных скважин и способом подачи пара в пласт, отбор нефти во всех вариантах осуществляется через систему пологовосходящих cкважин [1].

С использованием гидродинамического симулятора CMG были смоделированы следующие термошахтные технологии разработки месторождений: одногоризонтная, двухгоризонтная, одногоризонтная с оконтуривающим штреком и подземно-поверхностная система. Расположение скважин данных технологий представлены на рис. 2.

РИС 2. Схема подачи пара в пласт при различных термошахтных технологиях

В разработанной модели расположение скважин выглядит следующим образом (рис. 3-6).

РИС. 3. Расположение скважин при одногоризонтной системе

РИС 4. Расположение скважин при подземно-поверхностной системе

РИС. 5. Расположение скважин при двухгоризонтной системе

Рис. 6. Расположение скважин при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком

Фильтрационно-емкостные свойства и параметры сетки модели представлены в таблицах 1-2.

ТАБЛИЦА 1. Фильтрационно-емкостные свойства модели
* естественная и искусственная трещиноватость пласта не учитывалась в модели

Коэффициент проницаемости, Д

Коэффициент пористости, д. е.

Начальная пластовая температура,

Начальное пластовое давление, кПа

Начальная нефтенасыщенность пласта, д.е.

ТАБЛИЦА 2. Параметры сетки модели

Размер модели по X, м

Размер модели по Y, м

Размер модели по Z, м

Размер ячейки по X, м

Размер ячейки по Y, м

Размер ячейки по Z, м

Давление закачки пара:

• Одногоризонтная система. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины

• Подземно-поверхностная система. Давление закачки поверхностной скважины

• Двухгоризонтная система. Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта

• Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины . Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта

Параметры на добывающих скважинах во всех вариантах идентичные:

Время расчета составляет 10 лет.

Распределение температуры для представленных термошахтных технологий на конец моделируемого времени представлены на рисунках 7-10.

РИС. 7. Распределение температуры при одногоризонтной системе

РИС. 8. Распределение температуры при подземно-поверхностной системе

РИС. 9.Распределение температуры при двухгоризонтной системе

РИС. 10. Распределение температуры при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком

На рисунках 11-12 представлено сопоставление технологических показателей (КИН, ПНО) рассматриваемых технологий разработки.

РИС. 11. Сопоставление КИН

РИС. 12. Сопоставление ПНО

В настоящее время наибольшее распространение по площади месторождения имеет одногоризонтная и подземно-поверхностная система.

Ниже дано описание преимуществ и недостатков применяемых систем разработки.

а) Двухгоризонтная система.

• высокий охват пласта разработкой по площади участка;

• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания (не более 0,3 МПа).

• очень большие затраты на горноподготовительные и буровые работы;

• низкий охват нижней части разреза прогревом из-за тенденции пара распространяться вверх и образования песчаных пробок на забое нагнетательных скважин.

б) Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками.

• максимальный охват залежи прогревом и нефтеизвлечением по площади и разрезу;

• возможность обеспечить требуемые темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания пара (не более 0,2–0,3 МПа).

• объем горноподготовительных и буровых работ значительно меньше, чем при двухгоризонтной системе.

в) Одногоризонтная система.

• исключаются капитальные затраты на бурение и обустройство поверхностных нагнетательных скважин, а также эксплуатационные затраты на ремонт поверхностных скважин;

• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при допустимых давлениях нагнетания (не более 0,5 МПа), исключающих прорывы пара за пределы разрабатываемых участков и в горные выработки;

• высокий охват и нефтеотдача пласта за счет возможности закачки пара в нижний ярус подземных скважин и более полного вовлечения в процесс разработки нижней части продуктивного разреза;

•самое низкое паронефтяное отношение благодаря высокой тепловой эффективности процесса разработки;

• гибкая система регулирования распределения тепла благодаря возможности подачи пара в любую зону пласта в любое время;

• возможность осуществить перевод площадей двухгоризонтной системы на одногоризонтную и тем самым уменьшить затраты на поддержание и проветривание выработок туффитового горизонта.

• необходимость дополнительных затрат на оборудование подземных нагнетательных скважин для снижения тепловыделений в рудничную атмосферу до допустимого уровня;

• наличие в рабочей зоне системы парораспределения.

г) Подземно-поверхностная система.

• улучшение температурного режима в буровых галереях за счет удаления зоны нагнетания пара от галереи.

• необходимость бурения и обустройства большого количества нагнетательных скважин с поверхности, что приводит к увеличению в 2 раза затрат на подготовку площадей по сравнению с одногоризонтной системой;

• ограниченность применения системы на значительных территориях из-за болот, водоемов, жилых и производственных сооружений, охранных зон;

• применение больших давлений нагнетания (до 0,8–1 МПа) неизбежно приводит к прорывам пара через ранее пробуренные скважины в горные выработки надпластового горизонта и их разрушению;

• сложно вовлечь в активную разработку нижнюю половину пласта;

• дополнительные эксплуатационные расходы на освоение и ремонт поверхностных скважин, а также на восстановление разрушенных горных выработок;

• фиксированная система парораспределения не позволяет регулировать процесс разработки и воздействовать на непрогретые зоны пласта;

• недостаточная точность проводки скважин требует бурения дополнительных скважин для установления гидродинамической связи с зонами нагнетания пара [1].

По результатам моделирования необходимо сделать следующие выводы:

Во-первых, рассмотрены основные термошахтные технологии, описаны преимущества и недостатки.

Во-вторых, с помощью программного комплекса CMG (модуль Stars) были смоделированы основные термошахтные технологии.

В-третьих, по результатам моделирования установлено, что наибольшей нефтеотдачей на конец моделируемого времени обладает вариант с двухгоризонтной системой термошахтной разработки. При этом наименьшее паронефтяное отношение оказалось у варианта с одногоризонтной системой с оконтуривающими штреками.

1. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 476 с.

2. Рузин, Л. М. Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов [Текст]: учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – 2-е изд., перераб. и доп. – Ухта: УГТУ, 2015. – 166 с.

Источник

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Владельцы патента RU 2535326:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках. Сущность изобретения: способ включает проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры. При этом пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов. В начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами. После прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов. 4 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ термошахтной разработки залежи высоковязкой нефти (см. патент РФ №2287053С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.11.2006 г.), включающий проходку добывающей галереи в продуктивном пласте или ниже его, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины, распределение его по пласту с помощью подземных разветвленных парораспределительных скважин, отбор нефти через подземные разветвленные добывающие скважины.

Недостатком этого способа является то, что при подаче пара в пласт через поверхностные нагнетательные скважины увеличиваются затраты на сооружение и эксплуатацию поверхностных скважин. Кроме того, при закачке пара через поверхностные скважины, пробуренные вблизи границы участка, значительная часть пара уходит за пределы участка, что снижает тепловую эффективность процесса разработки и приводит к росту паронефтяного отношения.

Известен также способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.04.2008 г.), согласно которому осуществляют проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин.

Недостатком этого способа при его применении в неоднородных пластах с вертикальной и крутонаклонной трещиноватостью является высокая степень вероятности пересечения пологими скважинами высокопроницаемых трещин. Вследствие этого закачиваемый теплоноситель распространяется преимущественно по трещинам, что не позволяет вовлечь в процесс активного гидродинамического вытеснения пористую часть пласта. В результате снижается охват и нефтеотдача трещиноватой залежи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений (патент СССР №1064672, кл. E21B 43/24, 1979), в котором с целью повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с вертикальной или крутонаклонной трещиноватостью из горной выработки, пройденной ниже нефтяного пласта, дополнительно бурят вертикальные скважины, закачивают теплоноситель в отдельные группы скважин, отбирая нефть из остальных скважин, а после прогрева пласта до оптимальной температуры закачивают в вертикальные и крутонаклонные скважины вытесняющий агент.

Недостатком этого способа являются большие затраты на проходку горных выработок, из которых бурят вертикальные и крутонаклонные скважины. Другим недостатком являются большие тепловыделения в горных выработках, что приводит к ухудшению в них температурного режима.

Задачей изобретения является снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.

Поставленная задача решается тем, что в термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающем проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор жидкости через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, согласно изобретению что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

— из пологонаклонных скважин бурят снизу вверх в виде отводов вертикальные и крутонаклонные скважины;

— чередуют пологонаклонные скважины с отводами с пологонаклонными скважинами без отводов;

— закачивают пар в пологонаклонные скважины без отводов, одновременно отбирая нефть из пологонаклонных скважин с отводами;

— после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбирают нефть через пологонаклонные скважины без отводов;

— оборудуют пологонаклонные скважины с отводами, которые недостаточно хорошо реагируют на закачку пара, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины, и закачивают пар через НКТ, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение высоких технологических показателей при значительно меньших затратах на разбуривание нефтяного пласта вертикальными и крутонаклонными скважинами. Снижение затрат обеспечивается за счет того, что вертикальные и крутонаклонные скважины бурят не из горной выработки, а из пологонаклонной скважины. Таким образом, уменьшается объем дорогостоящих горно-подготовительных работ на общую длину пологонаклонных скважин.

Кроме того, за счет уменьшения количества устьев подземных скважин в буровой галерее снижаются тепловыделения в горные выработки, что способствует улучшению температурного режима в шахте.

На фиг.1 приведена схема разрабатываемого участка залежи в плане.

На фиг.2 — схема того же участка в разрезе (разрез А-А).

На фиг.3 — схема того же участка в разрезе (разрез В-В).

На фиг.4 — схема закачки пара через скважину с отводами.

Нефтеносный пласт 1 разрабатываемой залежи вскрывают из действующих подземных выработок (не показаны). В подошве нефтяного пласта или ниже его сооружают буровую галерею 2. Из буровой галереи 2 бурят пологонаклонные скважины 3 и 4, которые располагают, например, параллельными рядами. Ряды скважин с отводами и без отводов чередуют. В рядах с отводами бурят только нижний ярус пологонаклонных скважин 3 (фиг.2). В рядах без отводов скважины располагают в два или более ярусов 4 в зависимости от толщины пласта (фиг.3). Из пологонаклонных скважин 3 бурят снизу вверх, например, два крутонаклонных или вертикальных отвода 5 до кровли пласта (фиг.2). Устья всех подземных скважин обсаживают термоизолированными колоннами на длину 50-100 м.

На первой стадии ведут закачку теплоносителя в пологонаклонные скважины 4, нефть отбирают из скважин 3 с отводами 5.

Скважины с отводами, которые недостаточно эффективно реагируют на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины 3, и закачивают пар через НКТ в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8 (фиг.4).

После прогрева пласта до оптимальной температуры, которая соответствует максимальному снижению вязкости нефти, закачку пара в скважины 4 прекращают и переводят эти скважины на добычу нефти. Одновременно вводят под закачку вытесняющего агента, например, попутно добываемой горячей воды скважины 3 с отводами 5. Закачку вытесняющего агента ведут до экономически рентабельного уровня.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт этого месторождения средней толщиной 20 м разбит системой крупных трещиноватых зон, расположенных вертикально или крутонаклонно. Проницаемость этих зон намного превышает проницаемость поровой части пласта.

Для реализации способа в нижней части пласта сооружают горную выработку 2, из которой через каждые 30 м бурят нижний ярус подземных пологонаклонных скважин 3 длиной 300 м под углом 2°. Из части пологонаклонных скважин бурят через каждые 100 м крутонаклонные отводы 5 снизу вверх до кровли пласта.

В рядах, где расположены остальные скважины, бурят, дополнительно к нижнему, верхний ярус пологонаклонных скважин длиной 300 м под углом 6°. Все скважины оборудуют термоизолированными трубами длиной 50 м. При площади разрабатываемого участка 18 га общее количество скважин составит 20 штук, в т.ч. 10 скважин с отводами.

После разбуривания участка скважины 4 подсоединяют к подземному паропроводу, а скважины — 3 к подземному нефтепроводу. После обустройства участка начинают закачку пара давлением 4-5 атм в скважины 4, одновременно отбирая нефть из скважин 3. Скважины 3, не реагирующие на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7 и закачивают пар в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8. Спустя 4 года, когда средняя температура пласта по расчету достигнет 70-80°C (при этой температуре вязкость нефти снижается до оптимального уровня 15-20 сПз), закачку пара прекращают. Затем скважины 4 подсоединяют к нефтепроводу, а скважины 3 — к трубопроводу, через который подают в скважины 3 попутно добываемую горячую воду. Разработку ведут до тех пор, пока добыча нефти на участке не снизится до экономически рентабельного предела.

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, отличающийся тем, что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.

Источник