RU2580341C1

RU2580341C1 - Three-row thermal well high-viscosity oil deposit development method

Info

Publication number: RU2580341C1
Application number: RU2015104617/03A
Authority: RU
Inventors: Юрий Петрович Коноплев; Игорь Витальевич Герасимов; Геннадий Федорович Чикишев; Евгений Валерьевич Кольцов; Владимир Энгельсович Гуляев; Иван Николаевич Ямсков; Кирилл Николаевич Цгоев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"
Priority date: 2015-02-03
Filing date: 2015-02-03
Publication date: 2016-04-10

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry, in particular, to thermal-mine methods of development of high viscous oils and natural bitumens. Triserial method of oil deposit thermal-mine development involves extraction of oil from flat-rising production wells drilled in oil formation mine working or below it, pumping of steam into injection wells drilled from the surface and forming a system of stratum heating which includes steam distributing wells directed towards the formation super-face, and additional production wells directed towards the middle part of the formation, drilled in mine working and located in a zone of injection well influence. Method presupposes drilling of three sequentially located production wells with equally spaced from each other mouths and equidistant from each other faces constituting a triserial oil bleed system and having one or several tiers depending on the oil bed thickness and average number of permeable intervals in the section. Heating system wells are drilled between every three rows of oil extraction system, at that, heating system injection wells are drilled trough the whole thickness of the formation under the condition of absence of oil-water contact. In the case of oil-water contact presence, the working face shall be located above the oil-water contact. Additional production well of the heating system is located above the lower tier of oil extraction system production wells. After breakthrough of steam into outer rows of triserial oil extraction system production wells, the wells are closed or transferred to periodic operation while maintaining the rate of steam injection into the injection wells, and, after breakthrough of steam into the internal row of triserial oil extraction system production wells, the wells are transferred to periodic operation and the rate of steam pumping into the injection wells, where the steam breakthrough took place, is decreased.

EFFECT: technical result consists in ensuring high rate of oil extraction due to more intensive pumping of a heat carrier with simultaneous reduction of costs for deposit development.

1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal mine methods for developing deposits of high viscosity oils and natural bitumen.

Известен способ для добычи высоковязкой нефти (см. патент США №4434849, Е21В 43/24, опубл. 06.03.84), включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности и из горной выработки, отбор нефти через радиально расположенные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки.A known method for the production of highly viscous oil (see US patent No. 4434849, ЕВВ 43/24, publ. 06.03.84), including the injection of coolant into injection wells drilled from the surface and from a mine, the selection of oil through radially located production wells drilled from mining.

Недостатком этого способа является то, что закачка пара производится из горной выработки через радиально расположенные скважины. Это приводит к неравномерному прогреву пласта, а также к значительному выделению тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм и большим затратам по нормализации теплового режима в горных выработках с работающим персоналом.The disadvantage of this method is that steam is injected from the mine through radially located wells. This leads to uneven heating of the reservoir, as well as to significant heat generation in the mine workings, which leads to a violation of sanitary and hygienic standards and high costs for normalizing the thermal regime in the mine workings with working personnel.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2114289, Е21В 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением теплоносителя по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.A known method of developing a highly viscous oil field (see RF patent No. 2114289, ЕВВ 43/24 dated 03/12/97), including the selection of oil through half-rising production wells drilled from a mine excavated in or below a productive oil reservoir, pumping coolant into injection wells drilled from the surface, followed by distribution of the coolant in the formation through shallow steam distribution wells, the faces of which are oriented to the roof of the oil reservoir and cross injection wells or other go around in the zone of their influence, while they are drilled from the mine parallel to the producing wells in the gap between them.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти, ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки). Все это приводит к снижению темпов закачки теплоносителя и добычи нефти и, следовательно, к увеличению времени выхода на проектную добычу нефти.The disadvantage of this method is the long time it takes to establish a hydrodynamic connection between steam distribution and production wells. This is explained by the high viscosity of the reservoir oil, the small amount of free pore space through which the coolant can propagate, which is very significant at sufficiently large distances between the steam distribution and production wells, and the possibility of increasing the coolant injection pressure, which is mainly used as saturated water vapor, for oil displacement, limited by the properties of oil and the conditions of mine development (the danger of sublimation of oil and the flow of oil gases to the furnace output workings). All this leads to a decrease in the rate of coolant injection and oil production and, consequently, to an increase in the time it takes to reach the project oil production.

Наиболее близким по технической сущности, принятом авторами за прототип, является «Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти» (см. патент РФ №2199557, Е21В 43/24 от 17.04.2001), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности. Парораспределительные скважины и дополнительные добывающие скважины бурят из горной выработки, при этом дополнительные добывающие скважины переводят в разряд парораспределительных после заполнения их паром. Таким образом, нагнетательные скважины, парораспределительные скважины и добывающие-парораспределительные скважины образуют систему прогрева нефтяного пласта.The closest in technical essence, adopted by the authors for the prototype, is the “Underground-surface method for developing a highly viscous oil field” (see RF patent No. 2199557, ЕВВ 43/24 of 04/17/2001), including the selection of oil through half-rising production wells drilled from mining excavated in or below the oil reservoir, and pumping coolant into injection wells drilled from the surface. Steam distribution wells and additional production wells are drilled from mining, while additional production wells are transferred to the category of steam distribution after filling them with steam. Thus, injection wells, steam distribution wells, and production-steam distribution wells form a heating system for the oil reservoir.

Однако опыт разработки показал, что при подземно-поверхностном способе разработки месторождения высоковязкой нефти коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин только в первый год разработки достигает 0,8-0,9, а затем достаточно быстро устанавливается гидродинамическая связь между нагнетательными, парораспределительными и добывающими скважинами и происходит прорыв пара в добывающие скважины, что требует снижения темпа закачки пара и приводит к снижению темпов отбора нефти. Таким образом, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин снижается в процессе разработки и к концу эксплуатации не превышает 0,2-0,3. Учитывая, что стоимость поверхностных нагнетательных скважин примерно в 40 раз больше, чем подземных скважин, происходит существенное удорожание обустройства месторождения и увеличение сроков разработки месторождения.However, development experience has shown that with the underground-surface method of developing a highly viscous oil field, the coefficient of operation of surface injection wells reaches 0.8-0.9 only in the first year of development, and then a hydrodynamic connection between injection, steam distribution and production wells is quickly established breakthrough of steam into production wells, which requires a decrease in the rate of injection of steam and leads to a decrease in the rate of oil recovery. Thus, the operating coefficient of surface injection wells decreases during development and does not exceed 0.2-0.3 by the end of operation. Considering that the cost of surface injection wells is approximately 40 times greater than that of underground wells, there is a significant increase in the cost of field development and an increase in the terms of field development.

Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на обустройство месторождения и обеспечение более высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.The objective of the present invention is to reduce the cost of developing the field and providing higher rates of oil extraction due to more intensive injection of coolant.

В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».In the future, when describing the method, the term “steam” will be used instead of the term “coolant”.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом трехрядном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и закачку пара в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, образующие систему прогрева пласта с парораспределительными скважинами, ориентированными в кровлю пласта, и дополнительными добывающими скважинами, ориентированными в среднюю часть пласта, пробуренными из горной выработки и проходящими в зоне влияния нагнетательной скважины.This object is achieved by the fact that in the inventive three-row method of thermogas development of a highly viscous oil field, oil is extracted through half-rising production wells drilled from a mine drilled in or below the oil reservoir, and steam is injected into injection wells drilled from the surface forming a heating system formation with steam distribution wells oriented to the roof of the formation, and additional production wells oriented to the middle part of the formation, oburennymi of excavation and extending in the zone of influence of the injection well.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:Salient features of the claimed invention are:

- бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями, образуя трехрядную систему отбора нефти, в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта;- drill three sequentially located production wells with mouths equally spaced from each other and with faces equidistant from each other, forming a three-row oil extraction system, in one or several tiers depending on the thickness and stratification of the oil reservoir;

- бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами системы отбора нефти;- drill the wells of the formation heating system between every three rows of the oil extraction system;

- нагнетательные скважины системы прогрева бурят на всю толщину пласта при отсутствии водонефтяного контакта (ВНК), а при его наличии забой располагают выше ВНК;- injection wells of the heating system are drilled to the entire thickness of the reservoir in the absence of oil-water contact (WOC), and if it is present, the bottom is placed above the WOC;

- дополнительную добывающую скважину системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин системы отбора нефти;- an additional production well of the heating system is carried out above the lower tier of the production wells of the oil extraction system;

- после прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их закрывают или переводят на периодическую эксплуатацию, сохраняя темп нагнетания пара в нагнетательные скважины;- after steam breakthrough into the outer rows of the production wells of the three-row oil extraction system, they are closed or transferred to periodic operation, while maintaining the rate of steam injection into the injection wells;

- после прорыва пара во внутренний ряд добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара в нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв пара.- after steam breakthrough into the inner row of production wells of a three-row oil extraction system, they are transferred to periodic operation and at the same time they reduce the rate of steam injection into injection wells, from which steam breakthrough occurred.

Указанная совокупность существенных признаков способствует созданию благоприятных условий для повышения коэффициента эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин. Так, наличие трехрядной системы отбора нефти, добывающие скважины которой пробурены с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт, и расположение системы прогрева между каждыми тремя рядами добывающих скважин позволяет сократить количество дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин, одновременно создавая условия для равномерного продвижения теплового фронта от нагнетательных скважин к галерее. На первой стадии пар быстрее всего прорывается в парораспределительную скважину, ориентированную в кровлю пласта, осуществляя прогрев околоствольного пространства и максимальный отбор нефти на этой стадии происходит из дополнительных добывающих скважин. После прорыва пара в дополнительную добывающую скважину ее переводят в разряд парораспределительных, при этом одновременно прогрев пласта происходит и от всей поверхности нагнетательных скважины. Темп нагнетания пара и его параметры остаются высокими, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин также остается на уровне 0,9. Сохраняется темп нагнетания пара и его параметры при прорыве пара во внешние ряды добывающих скважин, так как их переводят на периодическую эксплуатацию, предотвращая прорывы пара в галерею. В этот период максимальный отбор нефти происходит из внутреннего ряда трехрядной системы отбора, а период уменьшения темпа нагнетания пара в нагнетательные скважины отодвигается на более отдаленный период времени. Происходит образование равновесной системы: уменьшение количества дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин и увеличение количества дешевых подземных добывающих скважин, равномерно распределенных по всей площади участка месторождения, регулирование темпов отбора нефти по скважинам создает благоприятные условия для изменения движения теплового потока в пласте, увеличения охвата пласта тепловым воздействием, высокий охват дренирования всей толщины пласта и сохранение высоких темпов закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины. Таким образом, длительное время, в течение нескольких лет коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин достигает 0,8-0,9, что приводит к существенному снижению затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти и темпах закачки пара с высокими термодинамическими параметрами.The specified set of essential features contributes to the creation of favorable conditions for increasing the operating coefficient of surface injection wells. Thus, the presence of a three-row oil extraction system, the production wells of which are drilled with mouths equally spaced from each other and with bottom faces of one or several tiers equally depending on the thickness and stratification of the oil reservoir, and the location of the heating system between each three rows of production wells allows reduce the number of costly surface injection wells, while creating the conditions for uniform advancement of the heat front from injection wells to the gallery. At the first stage, steam most quickly breaks into a steam distribution well oriented to the top of the formation, heating the borehole and maximum oil extraction at this stage occurs from additional production wells. After the breakthrough of steam into an additional production well, it is transferred to the category of steam distribution, while the formation is simultaneously heated from the entire surface of the injection well. The steam injection rate and its parameters remain high, the coefficient of operation of surface injection wells also remains at 0.9. The steam injection rate and its parameters are maintained during steam breakthrough into the outer rows of production wells, since they are transferred to periodic operation, preventing steam breakthroughs into the gallery. During this period, the maximum oil withdrawal occurs from the inner row of the three-row extraction system, and the period of decrease in the rate of steam injection into the injection wells is postponed for a longer period of time. The formation of an equilibrium system takes place: a decrease in the number of expensive surface injection wells and an increase in the number of cheap underground production wells evenly distributed over the entire area of the field, the regulation of oil extraction rates in the wells creates favorable conditions for changing the movement of heat flow in the formation, increasing the coverage of the formation by heat, high coverage of drainage of the entire thickness of the reservoir and the preservation of high rates of steam injection into surface discharge flax wells. Thus, for a long time, for several years, the coefficient of operation of surface injection wells reaches 0.8-0.9, which leads to a significant reduction in the cost of developing the field at higher rates of oil recovery and the rate of injection of steam with high thermodynamic parameters.

Таким образом, заявленный способ обеспечивает сокращение затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.Thus, the claimed method provides a reduction in the cost of developing the field at higher rates of oil recovery due to more intensive injection of coolant.

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 изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. Claimed distinctive; the features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive step. The invention is industrially applicable, since the available equipment and technology developed by us, allow us to implement the method in full.

На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в плане; на фиг. 2 - тот же участок, разрез А-А фиг. 1.In FIG. 1 shows a plot of a developed field in plan; in FIG. 2 - same section, section AA of FIG. one.

На нефтяном месторождении (фиг. 1, 2) высоковязкой нефти или природного битума, подлежащем термошахтной разработке, сооружают не менее двух вертикальных шахтных стволов 1 (подъемный и вентиляционный), обеспечивающих доступ к нефтяному пласту 2, проходку и вентиляцию горных выработок (галерей) 3, которые сооружают в подошве пласта 2 вблизи ВНК или ниже нефтяного пласта при отсутствии ВНК. На действующих месторождения, разрабатываемых по термошахтной технологиям, строительство новых стволов не требуется. Из галереи 2 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины 6 с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта, образуя трехрядную систему отбора нефти, обеспечивая высокий охват дренирования всей толщины пласта 2. Добывающие скважины 6 располагают параллельными или радиальными рядами. Добывающие скважины каждого ряда системы отбора нефти в ярусах располагают, как правило, в одной вертикальной плоскости, при этом допускается отклонение в вертикальной плоскости до ±5 м по горизонтали.At the oil field (Fig. 1, 2) of high-viscosity oil or natural bitumen, subject to thermal mining, construct at least two vertical shaft shafts 1 (lifting and ventilation), providing access to the oil reservoir 2, sinking and ventilation of mine workings (galleries) 3 which are built at the bottom of formation 2 near the oil-producing complex or below the oil reservoir in the absence of oil-producing complex. At existing fields, developed by thermal mine technology, the construction of new shafts is not required. Three sequentially located production wells 6 are drilled from gallery 2 with mouths equally spaced from each other and bottom faces equidistant from each other in one or several tiers depending on the thickness and stratification of the oil reservoir, forming a three-row oil extraction system, providing high coverage of drainage over the entire thickness of the reservoir 2. Production wells 6 have parallel or radial rows. Production wells of each row of the oil extraction system in the tiers are located, as a rule, in one vertical plane, while a deviation in the vertical plane of up to ± 5 m horizontally is allowed.

Между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти бурят скважины системы прогрева пласта; нагнетательную 5, парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. Нагнетательные скважины 5 бурят с поверхности вблизи границы 4 участка. При отсутствии ВНК вертикальные нагнетательные скважины 5 бурят до подошвы продуктивного пласта 2. При наличии ВНК забой нагнетательных скважин располагают выше ВНК, например на 5-10 м. Парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 скважины системы прогрева бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м, при этом парораспределительную скважина 7 ориентируют в кровлю пласта и она пересекает нагнетательную скважину 5 или находится в зоне ее влияния. Дополнительную добывающую скважину 8 системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин 6 системы отбора нефти в зоне влияния нагнетательной скважины 5 и ориентируют в среднюю часть пласта 2.Between each three rows of production wells, oil extraction systems drill wells for a formation heating system; injection 5, steam distribution 7 and additional production 8 in one vertical plane with a tolerance of ± 5 m. Injection wells 5 are drilled from the surface near the boundary of section 4. In the absence of OWC, vertical injection wells 5 are drilled to the bottom of the productive formation 2. In the presence of OWC, the bottom of the injection wells is located above the OWC, for example, by 5-10 m. Steam distribution 7 and additional production 8 wells of the heating system are drilled from one place in the mine in the form of radial rays located in one vertical plane with a tolerance of ± 5 m, while the steam distribution well 7 is oriented into the roof of the formation and it crosses the injection well 5 or is located in its zone iyaniya. An additional production well 8 of the heating system is carried out above the lower tier of the production wells 6 of the oil extraction system in the zone of influence of the injection well 5 and oriented in the middle part of the formation 2.

Вертикальные нагнетательные скважины 5 обустраивают для закачки пара. Все подземные скважины: добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 обсаживают на глубину 50 при параллельном расположении, и на 150 м при радиальном расположении рядов скважин и оборудуют запорной арматурой. Обсадка подземных скважин 6, 7 и 8 позволяет, при их закрытии, создать на устье скважин гидравлический затвор на глубину 50-150 м, который будет препятствовать прорыву пара и тепла в рудничную атмосферу.Vertical injection wells 5 are equipped for steam injection. All underground wells: production 6, steam distribution 7 and additional production 8 are cased to a depth of 50 with a parallel arrangement, and 150 m with a radial arrangement of rows of wells and equipped with shutoff valves. The casing of underground wells 6, 7 and 8 allows, when closed, to create a hydraulic shutter at the wellhead to a depth of 50-150 m, which will prevent the breakthrough of steam and heat into the mine atmosphere.

Заявленный способ осуществляют следующим образом.The claimed method is as follows.

Стадия 1. Пар с высоким темпом закачивают во все нагнетательные скважины 5. Он попадает в парораспределительные скважины 7, осуществляя прогрев околоствольного пространства. Так как добывающие скважины 6 находятся довольно далеко от парораспределительных скважин 7, то до установления гидродинамической связи между ними нефть будет вытесняться в дополнительные добывающие скважины 8, которые расположены рядом. На этой стадии, устья добывающих скважин 6 и 8 открыты, а парораспределительных 7 открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.Stage 1. Steam is pumped at a high rate into all injection wells 5. It enters the steam distribution wells 7, heating the borehole. Since the production wells 6 are quite far from the steam distribution wells 7, before the hydrodynamic connection between them is established, oil will be displaced into additional production wells 8, which are located nearby. At this stage, the mouths of the producing wells 6 and 8 are open, and the steam distribution openings 7 are opened only to lower the fluid accumulated in the trunks.

Стадия 2. На этой стадии происходит прорыв пара в дополнительные добывающие скважины 8 и их переводят в разряд парораспределительных, при этом парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины закрывают и открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта 2 в районе стволов парораспределительных 7 и дополнительных добывающих скважин 8, которая обеспечивает большую поверхность взаимодействия пара с пластом 2. На этой стадии устанавливается гидродинамическая связь между парораспределительными 7 и дополнительными добывающими 8 скважинами с внешними рядами добывающих скважин 6. Происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 6 внешних рядов трехрядной системы отбора нефти.Stage 2. At this stage, steam breaks into additional production wells 8 and is transferred to the category of steam distribution, while the steam distribution 7 and additional production 8 wells are closed and opened only to drain the accumulated fluid in the trunks. This indicates the formation of a razrenirovanny zone of the formation 2 in the area of the steam distribution shafts 7 and additional production wells 8, which provides a large surface for the interaction of steam with the formation 2. At this stage, a hydrodynamic ide between steam distribution 7 and additional production 8 wells with external rows of production wells 6. There is a constant increase in oil production rate in production wells of 6 external rows of a three-row oil extraction system.

Стадия 3. После прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин 6 их закрывают или переводят периодическую эксплуатацию, сохраняя темп закачки пара в нагнетательные скважины 5. В этот период парораспределительные скважины 7, дополнительные добывающие скважины 8 и внешние ряды добывающих скважин периодически открывают для спуска накопившейся жидкости. За счет интенсивной закачки пара на этой стадии происходит интенсивный разогрев пласта 2 и устанавливается гидродинамическая связь со средним рядом добывающих скважин 6..Stage 3. After steam breakthrough into the outer rows of production wells 6, they are closed or periodically operated, maintaining the rate of steam injection into injection wells 5. During this period, steam distribution wells 7, additional production wells 8 and the outer rows of production wells are periodically opened to drain accumulated liquid . Due to the intensive injection of steam at this stage, intense heating of the formation 2 takes place and a hydrodynamic connection is established with the middle row of production wells 6 ..

Стадия 4. К началу этой стадии пласт 2 достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. При прорыве пара в средний ряд добывающих скважин 6 трехрядной системы отбора нефти скважины переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара только в нагнетательные скважины 5, от которых произошел прорыв в средний ряд добывающих скважин 6. Парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и внешние ряды добывающих скважин 6, в которые произошел прорыв пара, открывают только для спуска накопившейся в них жидкости.Stage 4. By the beginning of this stage, layer 2 is quite well and evenly heated. Intensive oil recovery is taking place. When steam breaks into the middle row of production wells 6 of a three-row oil extraction system, the wells are put into periodic operation and at the same time the steam injection rate is reduced only to injection wells 5, from which a breakthrough into the middle row of production wells occurred 6. Steam distribution 7, additional production 8 and external rows production wells 6, in which a breakthrough of steam occurred, open only to lower the accumulated fluid in them.

Стадия 5. В зависимости от выработки участков пласта 2 пар закачивают только в нагнетательные скважины 5, которые связаны с наименее разработанными участками пласта 2. Все парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и добывающие скважины 6, в которых нет прорывов пара, открыты. При прорывах пара подземные скважины переводят на периодический режим эксплуатации для спуска жидкости. Прогрев пласта 2 происходит от кровли к подошве и от границ 4 разрабатываемого участка к галерее 3, что ведет к снижению поступления тепла в рудничную атмосферу и обеспечивает нормальные условия труда для производственного персонала.Stage 5. Depending on the development of the sections of the formation, 2 pairs are pumped only into injection wells 5, which are associated with the least developed sections of the formation 2. All steam distribution 7, additional production 8 and production wells 6, in which there are no steam breakthroughs, are open. During steam breakthroughs, underground wells are transferred to a periodic operating mode for draining the fluid. Heating of the formation 2 occurs from the roof to the sole and from the borders 4 of the developed area to the gallery 3, which leads to a decrease in heat input into the mine atmosphere and provides normal working conditions for production personnel.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 15-20 тыс. мПа*с. Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности. На трех действующих шахтах Ярегского месторождении подъемный и вентиляционный стволы 1 с околоствольными дворами и камерами технологического назначения уже построены, поэтому для осуществления способа последовательно вводят новые участки для осуществления трехрядного способа термошахтной разработки. Галерею 3 сооружают в подошве продуктивной части пласта 2 сечением 7,5-14.9 м² в свету, что необходимо для размещения в ней буровых станков (например, ПБС-2Т, VLD-1000). Из галереи 3 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт. Подземные добывающие скважины в рядах располагают параллельно друг другу или радиально. При параллельном расположении скважин расстояния между устьями и забоями добывающих скважин друг от друга 20 м. При радиальном расположении добывающих скважин расстояния между устьями скважин 2 м, между забоями - 20 м. Бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти: парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. В зависимости от мощности подземных буровых станков протяженность подземных скважин составляет до 300 м (ПБС-2Т) и до 800 м (VLD-1000). В зависимости от толщины пласта количество ярусов в ряду скважин определяют шагом в 10 м по вертикали, при этом забои добывающих скважин нижнего яруса располагают не менее 5 м от ВНК для предотвращения прорыва воды из водоносного горизонта. Все подземные скважины (добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные 8) обсаживают на глубину 50 м, при параллельном расположение рядов и 150 м при радиальном расположении рядов. Подземные скважины 6, 7 и 8 цементируют на глубину обсадки, и далее идет открытый ствол или обсаженный перфорированной колонной. К каждой парораспределительной скважине 7 с поверхности на расстоянии 50-70 м от границы участка 4 бурят вертикальную нагнетательную скважину 5, забой которой располагают выше ВНК на 5-10 м. Парораспределительные скважины 7 ориентированы в кровлю пласта, а дополнительные добывающие скважины 8 ориентированы в середину пласта и проходят в зоне влияния нагнетательных скважин 5.Example. The claimed method can be implemented on the Yaregskoye field of high viscosity oil, where the viscosity of the oil in reservoir conditions is 15-20 thousand MPa * s. The oil reservoir lies at a depth of 180-200 m from the surface. At the three operating mines of the Yaregskoye field, lifting and ventilation shafts 1 with near-barrel yards and technological chambers have already been built, therefore, to implement the method, new sections are sequentially introduced for the implementation of the three-row method of thermal mine development. Gallery 3 is built at the bottom of the productive part of formation 2 with a cross section of 7.5-14.9 m ² in the light, which is necessary for placement of drilling rigs in it (for example, PBS-2T, VLD-1000). From gallery 3, three sequentially located production wells are drilled with mouths equidistant from each other and with bottom faces equidistant from each other in one or several tiers, depending on the thickness and stratification of the oil reservoir. Underground production wells in rows are arranged parallel to each other or radially. With a parallel arrangement of wells, the distances between the mouths and faces of production wells are 20 m from each other. With a radial arrangement of production wells, the distances between mouths of wells are 2 m, between faces - 20 m. The wells of the formation heating system are drilled between every three rows of production wells of the oil extraction system: steam distribution 7 and additional production 8 in one vertical plane with a tolerance of ± 5 m. Depending on the capacity of underground drilling rigs, the length of underground wells is up to 300 (PBS-2T) and 800 m (VLD-1000). Depending on the thickness of the formation, the number of tiers in a row of wells is determined by a step of 10 m vertically, while the faces of the production wells of the lower tier are located at least 5 m from the oil well to prevent breakthrough of water from the aquifer. All underground wells (production 6, steam distribution 7 and additional 8) are cased to a depth of 50 m, with parallel arrangement of rows and 150 m with a radial arrangement of rows. Underground wells 6, 7 and 8 are cemented to the casing depth, and then there is an open hole or cased with a perforated column. For each steam distribution well 7, a vertical injection well 5 is drilled from the surface at a distance of 50-70 m from the boundary of section 4, the bottom of which is located 5-10 m above the OWC. Steam distribution wells 7 are oriented to the top of the formation, and additional production wells 8 are oriented in the middle formation and pass in the zone of influence of injection wells 5.

Пар от котельной или парогенераторной установки (ПТУ) подают в нагнетательные скважины 5 максимальными темпами с давлением до 1,6 МПа и температурой до 200°С (с большей температурой пар закачивать в условиях шахтной разработки Ярегского месторождения нельзя из-за возможности начала возгонки нефти и выделения летучих фракций, которые могут попасть в горные выработки). Добываемую жидкость из подземных скважин 6, 7, 8 транспортируют по специальной канавке в галереи 3 или по трубопроводу, проложенному в галерее 3 в сборные емкости (зумпфы), откуда она откачивается на поверхность или нефтесборники у ствола шахты 1. После предварительной подготовки нефти она откачивается на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.Steam from a boiler or steam generator installation (PTU) is fed into injection wells at a maximum rate of 5 with a pressure of up to 1.6 MPa and a temperature of up to 200 ° C (with a higher temperature, steam cannot be pumped in the mine development of the Yarega field due to the possibility of the start of sublimation of oil emissions of volatile fractions that may fall into mine workings). The produced fluid from underground wells 6, 7, 8 is transported through a special groove in gallery 3 or through a pipeline laid in gallery 3 to collection tanks (sumps), from where it is pumped to the surface or oil collectors at the shaft of mine 1. After preliminary preparation of oil, it is pumped to the surface for further preparation and transportation to the refinery. The entire field is mined simultaneously or sequentially in separate sections.

Изобретение по сравнению с прототипом позволяет существенно сократить затраты на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти, которые достигаются за счет более высоких темпов закачки пара и соответственно более высоких темпах разогрева пласта.The invention, compared with the prototype, can significantly reduce the cost of developing the field at higher rates of oil recovery, which are achieved due to higher rates of steam injection and, correspondingly, higher rates of heating the formation.

Claims

A three-line method for thermogas development of a highly viscous oil field, including oil extraction through half-rising production wells drilled from a mine drilled in or below the oil reservoir, steam injection into injection wells drilled from the surface, forming a heating system for the formation with steam-oriented wells oriented to the roof reservoir, and additional production wells, oriented in the middle part of the reservoir, drilled from a mine and passing in the zone of influence I injection wells, characterized in that they drill three sequentially located production wells with mouths equally spaced from each other and with faces equally spaced from each other, forming a three-row oil extraction system, in one or several tiers, depending on the thickness and stratification of the oil reservoir, drill wells formation heating systems between every three rows of the oil extraction system, injection wells of the heating system are drilled to the entire thickness of the formation in the absence of oil-water contact, and if there is any th are located above the oil-water contact, an additional production well of the heating system is carried out above the lower tier of the production wells of the oil extraction system, after the steam breaks into the external rows of the production wells of the three-row oil extraction system, they are closed or transferred to periodic operation, maintaining the rate of steam injection into the injection wells, and after steam breakthrough into the inner row of production wells of a three-row oil extraction system, they are transferred to periodic operation and at the same time they slow down the injection rate to injection wells, from which steam breakthrough occurred.