Содержание к диссертации
Введение 5
Особенности геолого-физических характеристик Ярегского
месторождения высоковязкой нефти и анализ систем
термошахтной разработки 15
Основные характеристики 15
Геологическая характеристика 15
Характеристика свойств нефти 16
Об истории разработки месторождения 21
Характеристика и анализ систем термошахтной разработки 25
Двухгоризонтная система 25
Двухярусная система 27
Одногоризонтная система 27
Панельная система 31
Подземно-поверхностная система 31
Анализ систем термошахтной разработки 34
Выводы 37
Исследование особенностей термошахтной разработки 39
Давление в пласте 39
Прогрев пласта и прорывы пара в подземные добывающие
скважины 39
Темп разработки 45
Особенности фильтрации нефти и воды 55
Влияние непродуктивных пропластков и толщины пласта 63
Влияние плотности сетки подземных скважин 66
Особенности стадий термошахтной разработки 69
Выводы 71
Анализ методов и методик, применяемых для расчета
технологических показателей термошахтной разработки 74
Метод расчета показателей на основе закачки пара в
поровых объемах пласта 74
Метод гидродинамической оценки термошахтной
разработки нефтяной залежи 79
Экспериментально-аналитический метод расчета
технологических показателей при термошахтной разработке 80
Выводы 82
Научные требования к созданию методики прогнозирования
технологических показателей термошахтной разработки 83
Анализ возможности применения существующих
фильтрационных моделей к термошахтной разработке 83
Научные требования к созданию методики прогнозирования
технологических показателей термошахтной разработки 89
Выводы 90
Разработка методики прогнозирования технологических
показателей термошахтной разработки 91
Система уравнений для прогноза технологических
показателей разработки 91
Расчет средней температуры пласта 94
Определение параметров в уравнениях для добычи нефти и
воды по шахтному блоку 105
Расстояние между добывающими скважинами 106
Проницаемость 109
Давление 111
Динамическая вязкость нефти и воды 113
Коррелирующая функция 118
Алгоритм расчета технологических показателей разработки 122
Информационное обеспечение 124
Выводы 125
Особенности системы пароснабжения нефтешахт 126
Особенности системы пароснабжения нефтешахт 126
Алгоритм расчета системы пароснабжения 128
Выводы 130
Внедрение результатов научных исследований, полученных
в диссертации, в нефтяную промышленность 131
Прогноз технологических показателей термошахтной
разработки 131
Расчет системы пароснабжения нефтяных шахт 165
Выводы 183
Научно-методические основы проектирования и анализа
термошахтной разработки нефтяных месторождений 184
Научно-методические основы проектирования 184
Выбор объекта для термошахтной разработки 186
Выбор системы термошахтной разработки 187
Система пароснабжения нефтешахт 188
Прогноз технологических показателей термошахтной
разработки 189
Научно-методические основы анализа 190
Выводы 191
Перспективы термошахтной разработки нефтяных
месторождений 192
Показатели, достигнутые при термошахтной разработке 192
Показатели разработки по подземно-поверхностной системе 193
Панельная отработка шахтных полей 201
Выводы 211
Заключение 212
Список литературы 218
Приложение 242
Введение к работе
Актуальность проблемы.
По различным оценкам разведанные запасы нефти будут выработаны уже в этом столетии. Наиболее быстрыми темпами вырабатываются запасы легкой нефти с вязкостью до 50 мПах. Запасы тяжелой нефти с вязкостью выше 50 мПас и запасы природного битума разрабатываются невысокими темпами. Следует заметить, что разведанные запасы тяжелой высоковязкой нефти и природного битума значительно превышают запасы легкой нефти. Нефтеизвлечение при разработке скважинами с поверхности для месторождений легкой нефти в среднем составляет менее 50 %, а по месторождениям высоковязкой нефти и природного битума редко превышает 20-30%.
В разных странах мира применялись шахтные способы разработки месторождений легкой нефти [58, 64, 100, 101, ИЗ, 172, 173, 177, 195]. Наиболее эффективным применение шахтных способов добычи нефти было иа месторождениях:
Пешельбронн, Франция, где за счет применения скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 17 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 43 %;
Вище, Германия, где за счет применения скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 20 - 25 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 60 %;
Сарата-Монтеору, Румыния, где за счет применения шахтного способа нефтеизвлечение достигло 55 — 60 %.
Приведенные примеры показывают, что шахтный способ при разработке месторождений легкой нефти позволяет достичь нефтеизвлечения в 60% н более. Он может быть использован для доразработки месторождений легкой нефти, где традиционные способы добычи нефти исчерпали себя.
Шахтные методы добычи нефти могут также быть эффективными при разработке месторождений с малыми запасами и на морских шельфах [39,40, 46, 65, 104,165].
Месторождения высоковязкой нефти и природного битума рассматриваются как наиболее перспективные источники углеводородного сырья в будущем [3, 35, 36, 50, 59, 62, 63, 102, 108, 163, 164, 174]. Тепловые методы являются основными при разработке этих месторождений [10, 11, 12, 15, 23, 24, 41, 42, 43, 44, 52, 53, 55, 60, 105, 107, 111, 112, 118, 130, 140, 141, 151, 161]. Но коэффициент нефтеизвлечения при разработке с поверхности невысок.
Большой интерес представляет шахтный способ добычи нефти в сочетании с тепловыми методами воздействия на пласт (термошахтный способ) на месторождениях высоковязкой нефти и природного битума В настоящее время этот способ применяется при разработке Ярегского месторождения высоковязкой нефти. Это единственное месторождение в мире, где термошахтный способ применяется в промышленном масштабе [127,129,137, 143,144,148, 157,159, 160, 176].
Нефтеизвлечение термошахтным способом на Ярегском месторождении по отработанным площадям достигло к 2004 г. 54 %. Это указывает на высокую технологическую эффективность термошахтного способа добычи нефти и возможность его применения при разработке месторождений высоковязкой нефти и природного битума
Заинтересованность в шахтной и термошахтной разработке нефтяных месторождений имеется в Канаде и США.
В Канаде на месторождении Атабаска фирма AOSTRA построила опытную шахту, где пспытывается термошахтный способ при разработке битуминозных песчаников. Ожидаемое нефтеизвлечение должно достигнуть 40-60% [179, 180,181, 182,185, 194, 197].
В США действуют три опытные шахты. Две из них на месторождениях легкой нефти: Тейлор-Ина и Норт-Тисдейл и одна на месторождении тяжелой нефти Керн-Ривер, где применяется термошахтный способ добычи нефти [103, 175, 184, 186, 187, 189, 190, 193]. В 1982 - 1985 гг. в США выполнены работы "Технико-экономические возможности разработки месторождений легкой нефти США шахтным методом" и ТЭО шахтной разработки двух месторождений легкой нефти - Грасс-Крик (штат Вайоминг) и Хомер (штат Луизиана) и месторождения тяжелой нефти Мидуэй Сансет (штат Калифорния) [183, 192].
Аргентина также проявляет заинтересованность в шахтной разработке нефтяного месторождения Чубут [188].
Принципиальное отличие шахтной разработки нефтяных месторождений от поверхностных методов заключается в переносе технологических процессов по добыче нефти с поверхности непосредственно в нефтяной пласт или в близлежащие к нему горизонты. Этим достигается наиболее полное использование пластовой энергии, что ведет к повышению нефтеотдачи пластов.
При шахтной разработке пласт вскрывается плотной сеткой подземных добывающих и нагнетательных скважин, чем достигается высокий охват пласта процессами дренирования и теплового воздействия. Создать такую плотность добывающих и нагнетательных скважин при поверхностных методах добычи нефти практически невозможно из-за высокой стоимости поверхностных скважин.
Несмотря на широкие возможности термошахтного способа добычи нефти, его применение на нефтяных месторождениях сдерживается отсутствием опыта у нефтяников, значительными, первоначальными, капитальными вложениями в строительство нефтешахт и сложностями, возникающими при прогнозировании показателей термошахтной разработки.
В диссертации представлены результаты научных исследований, выполненных автором лично или при непосредственном его участии, направленные на решение проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений термошахтным способом и совершенствование систем термошахтной разработки.
Большой вклад в развитие тепловых, шахтных и термошахтных методов добычи нефти внесли: Абасов М.Т., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман А.А., Вахнин Г.И., Гарушев А.Р., Желтое Ю.П., Жданов С.А., Закс С.Л., Здоров С.Ф., Коробков Е.И., Кочешков А.А., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Максутов Р.А., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Намиот А.Ю., Раковскнй Н.Л., Рузин Л.М., Сергеев А.И., Степанов В.П., Табаков В.П., Тарасов А.Г., Теслюк Е.В., Тюнькин Б.А., Шейнман А.Б., Якуба СИ., Ялов Ю.Н., Бурже Ж., Ловерье Х.А., Шнейдерс Г. и др. Труды этих ученых использовались при создание научно-методических основ проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений термошахтным способом.
Цель работы.
Проанализировать особенности разработки нефтяных месторождений термошахтным способом.
Разработать методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений.
Создать научно обоснованную методику проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений.
Апробация разработанной методики проектирования и анализа термошахтной разработки на Ярегском нефтяном месторождении.
На основе научных исследований определить направления дальнейшего совершенствования и создания новых, более эффективных систем термошахтной разработки.
9 Основные задачи исследования.
Оценить влияние геолого-физических параметров пласта и свойств пластовых флюидов на процесс термошахтной разработки.
Определить влияние темпа теплового воздействия на пласт, плотности сеток подземных скважин на процесс термошахтной разработки.
Исследовать зависимость между добычей нефти и воды при термошахтной разработке.
Раскрыть особенности механизма распространения тепла в пласте.
Научно обосновать и разработать методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений.
Разработать комплексную методику расчета системы пароснабжения в специфических условиях нефтяных шахт, с целью определения параметров пара, закачиваемого в нефтяной пласт.
Поиск новых, более эффективных систем термошахтной разработки.
Научная новизна.
Научная новизна диссертационной работы заключается в обосновании механизма движения жидкости в пласте, создании на основе этого методики проектирования и анализа термошахтной разработки нефтяных месторождений и разработке новых, более эффективных систем термошахтной добычи нефти.
В процессе работы над диссертацией получены следующие новые научные результаты:
1. Установлены особенности механизма прогрева пласта Доказано, что прогрев пласта при любых системах термошахтной разработки происходит преимущественно сверху вниз. Прогрев пласта из треишн и скважин играет вспомогателыгую, а не основную роль, как это считалось ранее.
Определены основные элементы механизма нефтеотдачи пласта при термошахтной разработке. Установлено, что ш-за плотной сетки подземных скважин режим гидродинамического вытеснения реализуется слабо и имеет локальный характер. Устойчивых фронтов движения флюидов в пласте не образуется. Значимой зависимости между добычей воды и нефти нет. Гравитационный режим разработки пласта является основным. Другие режимы разработки играют вспомогательную роль.
По новому определена оптимальная температура пласта при термошахтной разработке. Оптимальную температуру пласта следует определять из условий максимальной температуры, при которой не происходит выделение летучих фракций из нефти в пласте и при этом сохраняется тепловой режим в горных выработках в допустимых пределах. Ранее оптимальная температура пласта для Ярегского месторождения считалась 75 - 85 С. Но эта температура определяется из условия сохранением температурного режима в горных выработках. Выделения летучих фракций из нефти Ярегского месторождения начинается при температуре 200 С. Существующие системы термошахтной разработки не позволяют сохранить температурный режим в горных выработках при достижении температуры пласта или отдельных его зон этого значения. Следовательно, должны быть созданы системы, позволяющие разогревать пласт до 200 С, но при этом обеспечивающие сохранение температурного режима в горных выработках.
По новому обоснованы стадии разработки нефтяных месторождений термошахтным способом. На первой стадии пласт разогревается до начала фильтрации нефти в пласте (для Ярегского месторождения это 40 - 50 С), закачка пара ведется максимальными темпами и, при прорывах пара, закрываются добывающие скважины, в которые проівошел прорыв, а
темп закачки не снижается. На второй стадии при прорывах пара закрываются нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв, при этом в целом по шахтному блоку темп закачки пара может превышать темп закачки на первой стадии. Темп закачки пара снижается только после достижения максимально допустимых температур пласта при термошахтной разработке. На третьей стадии пар закачивается в нагнетательные скважины, обеспечивающих прогрев слабо разработанных зон пласта. Ранее стадии разработки определяли в зависимости от средней температуры пласта. При этом на первой стадии достигается оптимальная температура пласта (75 - 85 С для Ярегского месторождения, что, как показано выше, не совсем верно) и далее она поддерживается на постоянном уровне. Объемы закачки пара снижаются при переходе от ранней стадии к поздней.
5. Научно доказано, что при термошахтной разработке фильтращія жидкости
в пласте преимущественно вертикальная. Это определяется основным
гравитационным режимом разработки и плотной сеткой подземных
добывающих, почти горизонтальных скважин.
6, На основании проведенных научных исследований разработана научно-
обоснованная методика прогнозирования технологических показателей
термошахтной разработки нефтяных месторождений. Принципиальное
отличие методики от ранее существующих заключается в использовании
при ее создании фундаментальных законов фильтрации жидкости в
пласте, законов термодинамики, математической статистики, учета
геологического строения пласта и технологии разработки шахтных
площадей. Методика предлагается для проектирования и анализа
термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти и
природного битума.
7. Разработана новая, более эффективная подземно-поверхностная система термошахтной разработки и панельная система отработки шахтных полей. Предложенные системы решают проблему теплового режима в горных выработках и позволяют существенно сократить затраты на добычу нефти. В разработке этих систем автору принадлежат основные идеи.
Защищаемые положения.
На основании многолетних исследований и анализа промысловой
информации автор защищает следующие научные положения диссертации;
Научно обоснованный механизм неизотермической фильтрации нефти и воды в пласте, вскрытом сложной системой большого количества произвольно ориентированных добывающих и нагнетательных скважин при термошахтной разработке нефтяных месторождений;
Закономерности распространения тепла и распределения температуры в пласте и вмещающих породах при термошахтной разработке нефтяных месторождений посредством нагнетания водяного пара;
Разработанную и научно обоснованную комплексную методику прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки, учитывающую совместную работу пласта и сложной системы пароснабжения в специфических условиях шахтной эксплуатации нефтяных месторождений;
Новую, научно обоснованную технологию термошахтной разработки, обеспечивающую кратное увеличение темпа нефтеизвлечения. В разработке этой технологии автору принадлежат основные идеи;
Разработанную новую систему вскрытия пласта горными выработками, обеспечивающую кратное снижение проходки выработок и сохранение температуры рудничной атмосферы в допустимых пределах при термошахтной разработке;
По новому научно обоснованные требования к характеристикам нефтяных месторождений, пригодных для термошахтной разработки.
Практическая ценность.
Научно-обоснованные стадии термошахтной разработки используются для определения темпов закачки теплоносителя в различные периоды разработки шахтных площадей и регулирования работой нагнетательных и добывающих скважин.
Методика прогнозирования технологических показателей предназначена для проектирования и анализа термошахтной разработки месторождений тяжелой нефти. Она используется в практической деятельности при разработке Ярегского месторождения.
Разработанная методика теплового и гидравлического расчета системы пароснабжения применяется при проектировании новых паропроводов и проведении расчетов для существующих систем пароснабжения нефтяных шахт.
Для практического применения по разработанным методикам прогнозирования технологических показателей термошахтной разработки и расчета системы пароснабжения нефтяных шахт составлены алгоритмы и программы на ЭВМ.
Разработанные подземно-поверхностная система термошахтной разработки и панельная система вскрытия и отработки шахтных полей позволяют в 2 раза сократить срок разработки месторождения, в 2 — 7 раз уменьшить объем проходки горных выработок, существенно увеличить коэффициент нефтеизвлечения, наполовину уменьшить затраты на добычу тонны нефти и на порядок увеличить производительность нефтешахт.
Научные результаты, полученные в диссертации, предлагаются для проектирования и анализа термошахтной разработки на месторождениях с трудно извлекаемыми запасами нефти. Внедрение научных результатов, полученных в диссертации, показали
хорошую сходимость прогнозных и фактических показателей разработки на Ярегском нефтяном месторождении
Результаты диссертационной работы докладывались в Ярегском нефтешахтном управлении (2003 г.), Печорском научно-исследовательском и проектном институте (2002 г.), Ухтинском государственном техническом университете (2004 г.), на НТС ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (2003 г.), 2-й научно-практической конференции Республики Татарстан, г. Казань, 18-19 декабря
г., научном симпозиуме «Неделя горняка», г. Москва, 26 - 30 января
г.
По результатам диссертационной работы опубликованы I книга, 14 статей и получено 6 патентов РФ на изобретения.
Работа над диссертацией велась в рамках договоров с ОАО «Битран».
1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И АНАЛИЗ СИСТЕМ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ
1.1. Основные характеристики
Промышленная термошахтная разработка в мире ведется только на Ярегском месторождение высоковязкой нефти, расположенном в Республике Коми на северо-востоке Европейской части России [71]. Научные результаты, полученные в диссертации, основываются на опыте разработки Ярегского месторождения. Ниже даются основные характеристики месторождения.
1.1.1. Геологическая характеристика
Продуктивный пласт Ярегского месторождения высоковязкой нефти приурочен к отложениям верхнего и среднего девона. Коллектор представлен трещиновато-пористыми кварцевыми песчаниками. Пласт интенсивно, но неравномерно разбит крутопадающими (60 - 80) трещинами на множество блоков самых разных размеров и форм. Среднее расстояние между трещинами 20 - 25 м, раскрытость от долей миллиметра до 2 - 3 см. ВНК прослеживается в интервале абсолютных отметок -65 —55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта - 26 м, максимальная в своде складки - 46 м, а общая толщина пласта вместе с водонасыщенной зоной около 70 м. Средняя пористость — 26 %. Начальная нефтенасыщенность — 87 %. Проницаемость - 2 - 3 мкм2. Глубина залегания кровли пласта 140 — 210 м от поверхности земли. Начальная пластовая температура 6 - 8 С. Начальное пластовое давление 1,4 МПа. Начальный газовый фактор - 10 м3/т.
В результате длительной шахтной эксплуатации месторождения на естественном режиме истощения пластовой энергии плотной сеткой подземных скважин пласт на шахтных полях практически полностью дегазирован. Текущий газовый фактор на шахтных полях составляет 1,2 м3/т, а пластовое давление в кровле пласта на шахтных полях снизилось до 0,1 МПа[61].
Схема Ярегского месторождения приведена на рис. 1.1, а пример геологического разреза - рис. 1.2.
1.1.2. Характеристика нефти
Нефть Ярегского месторождения относится к нафтено-ароматическим. Легкие фракции, выкипающие до 200 С, отсутствуют. Вязкость нефти при пластовой температуре 12000 - 16000 мПах. Плотность нефти в пластовых условиях 933 кг/м3, сепарированной - 945 кг/м3, объёмный коэффициент — 1,012. На рис. 1.3. приведен график зависимости вязкости нефти от температуры [33,146, 147, 156].
В табл. 1.1, 1.2 приведены химический состав нефти и растворенного газа [33]. В табл. 1.3 приведены теплофизические свойства пластовых жидкостей и пород [33].
В силу своих специфических характеристик: высокой вязкости нефти, наличия многочисленных тектонических нарушений и трещин, незначительной пластовой энергии и водоносного горизонта большой толщины в основании залежи - запасы Ярегского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых.
я v\
\
ю
2,2ксДЗ(5пе Кошур балансовых
ЛдиявнгпишшнтгитшешЩ 1ашщрдодепьЛЬаап«ко&вВ<модмвЁй&
ПЯЧВГВДИд
УчвенжкрыяшктасЯ радеабопит Участок разработка тшжжын сяособои с
П^ЮСШЦуМЫЙучДЫМЖРШДДО-ДрОЦЫШНГШЛЦ
раДот мерой очвродц да ЛнядггкюЯ шщцущ; ЩжкаящуиаД участие добычи штшиаиД руды. Гряяигтищиумыцшмти! удтагавнафідіништДрудад.
.,*,„,*,
"\ НШ-2&» „ 'Л
Рис. 1.1. Схема Ярегского месторождения.
її Іу jjl*<*f..
* t j 'I' ill* .i Г »» tui * И ** "t ї «» чи,. Ги; «кї-Г.» w * *
'ЇТ^^Т^
сз о
»1*4
CO Си
(J
з*
U О
О,
Рис. 1.3. Зависимость вязкости нефти Ярегского месторождения от температуры в интервале 5-140 С.
20 Таблица 1.1.
Химический состав нефти
Таблица 1.2. Состав растворенного газа
Таблица 1.3 Теплофизические свойства пластовых жидкостей и пород
1.2. Об истории разработки месторождения
Ярегское месторождение открыто в 1932 г. Опытная эксплуатация скважинами с поверхности началась в 1935 г. на двух участках площадью
га и 15,0 га. Размещение скважин осуществлялось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 75 до 100 м. На первом участке было пробурено 48 скважин, а на втором - 21. Всего с 1935 г. по 1945 г. добыто
тыс.т нефти. Нефтеизвлечение не превысило 2 %. Это показало низкую эффективность разработки месторождения поверхностными методами без воздействия на пласт [58,100,172].
В 1937 г. была заложена первая нефтяная шахта и с 1939 г. началась шахтная добыча нефти на естественном режиме истощения пластовой энергии. К началу 50-х годов на месторождении было построено три нефтешахты.
Весь период шахтной добычи нефти можно разделить на три этапа, которым свойственны различные системы разработки.
На первом этапе с 1939 г. по 1954 г. разработка шахтных полей осуществлялась по ухтинской системе рис. 1.4, сущность которой заключается в том, что с надпластового горизонта, расположенного на 20 — 30 м выше кровли, осуществлялось разбуривание пласта по плотной сетке скважин. Скважины бурились кустами из буровых камер. Расстояние между буровыми камерами 40 - 50 м. Количество скважин в кусте - 10 - 15 штук, длина - 40 - 60 м, расстояние между забоями - 12 - 25 м. Разработка велась на естественном режиме, в основном на режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение составило4-6% [58,100,172].
На втором этапе с 1954 г. по 1974 г. разработка прошводилась по уклонно-скважинной системе, рис. 1.5. Сущность системы заключается в том, что из горной выработки (галереи), расположенной в кровле, пласт
A)
Б)
Рис. 1.4. Принципиальная схема ухтинской системы: А) — план, Б) - разрез. 1 - полевой штрек, 2- буровая камера, 3 — добывающая скважина, 4 -нефтяной пласт, 5 - надпластовые породы (туффит).
Рис. 1.5. Уклонно-скважшшая система разработки. А) - план, Б) — разрез. 1 - уклошю-скважинный блок; 2 - галерея; 3, 4 — откаточный и вентиляционный штреки; 5, 6 - ходок и уклон в галерею; 7 - добывающие скважины; 8 — нефтяной пласт; 9 — надпластовые породы (туффит).
разбуривается пологоннсходящими скважинами длиной до 180 — 280 м и расстояниями между забоями 15 — 20 м. Разработка велась в основном на естественном режиме растворенного газа. Уклонно-скважинная система позволила в несколько раз сократить объем проходки горных выработок, но нефтеизвлечение осталось таким же, как и при ухтинской системе [58,100,172]. Это показывает, что при шахтной разработке на естественном режиме нефтеизвлечение в 6 - 7 % является предельным.
По этим двум системам на площади в 40*106 м2 было пробурено более 92 тысяч скважин длиной от 40 до 280 м. Большое количество пробуренных скважин создало искусственно трещиноватость в пласте.
За период шахтной разработки на естественном режиме добыто 7,4 млн.т нефти. Нефтеизвлечение на отработанной площади составило 4 — 6 %. Низкое нефтеизвлечение показало, что технологическая эффективность шахтной разработки Ярегского месторождения на естественном режиме невысока, хотя она в три раза превышает значение разработки месторождения скважинами с поверхности.
На третьем этапе с 1972 г. по настоящее время разработка ведется термошахтным способом.
В 1968 - 1971 гг. наЯрегском месторождении были проведены научно-исследовательские и опытные работы по испытанию различных систем паротеплового воздействия на пласт. Эти работы привели к созданию, впервые в мировой практике, термошахтного способа разработки.
С 1972 г. термошахтный способ разработки применяется на Ярегском месторождении в промышленном масштабе. Этот способ показал высокую технологическую эффективность. Нефтеизвлечение по отработанным блокам на конец 2002 г. составило 53,2 %, что на порядок выше, чем при разработке шахтным способом на естественном режиме. Паронефтяное отношение по этим блокам составило 2,7 тонны пара на тонну нефти.
Термошахтный способ применяется на площадях, ранее отработанных по ухтинской или уклонно-скважшшой системе. Поэтому на показатели разработки влияет и наличие искусственной трещиноватости в пласте, созданной ранее пробуренными скважинами.
Описание систем термошахтной разработки приведено в разд. 1.3.
С1973 г, по 1990 г. на Лыаельской площади Ярегского месторождения проводились опытные работы по поверхностной разработке месторождения с применением паротеплового воздействия на пласт. На площади опытного участка в 182 тыс.м2 было пробурено 90 вертикальных скважин с поверхности по пятиточечной системе. Расстояние между скважинами составляло от 50 до 70 м. Добыча нефти осуществлялась с помощью пароциклнческого воздействия на пласт и с помощью режима вытеснения. Нефтеизвлечение за 15 лет эксплуатации составило 32 % при паронефтяном отношении 7,4 т/т. Как видно, показатели разработки месторождения с поверхности значительно уступают показателям при термошахтной разработке.
1.3. Характеристика и анализ систем термошахтной разработки
1.3.1. Двухгоризонтная система
Двухгоризонтная система добычи нефти (рис. 1.6) заключается в создании двух систем горных выработок. Одна из них расположена над продуктивным пластом и состоит из системы полевых штреков, имеющих площадное расположение. В полевых штреках сооружаются буровые камеры, ю которых бурятся кусты нагнетательных скважин. Вторая расположена в нижней части продуктивного пласта или под ним и имеет кольцевой вид (добывающая галерея). Из добывающей галереи бурятся пологовосстающие добывающие скважины.
ги Г"і г~і
Рис. 1.6. Принципиальная схема двухгоризонтной системы: Л) - план, Б) -разрез. 1 - галерея, 2 - ходок, 3 - уклон, 4 - вентиляционный штрек, 5 - откаточный штрек, 6 - полевой штрек, 7 - буровая камера, 8 - добывающая скважина, 9 --нагнетательная скважина 10 — нефтяной пласт, 11 — надпластовые породы.
Двухгоризонтная система в настоящее время является основной системой термошахтной разработки. На рис. 1.7 приведен фактический пример разбуривания блока 343-юг по двухгоризонтной системе.
1.3.2. Двухярусная система
При двухярусной системе (рис. 1.8.) в верхней части пласта сооружается нагнетательная галерея, аналогичная добывающей. Из нагнетательной галереи бурятся пологонаклонные нагнетательные скважины. В нижней части пласта сооружается добывающая галерея, из которой бурятся пологовосстающие добывающие скважины. Для повышения равномерности прогрева пласта применяют двухярусную систему с оконтуривающими штреками, которые проходят над пластом. В оконтуривающих штреках сооружаются буровые камеры, откуда бурятся нагнетательные скважины и ведется закачка пара на границу блока Эта система является комбинацией двухярусной и двухгоризонтной систем.
1.3.3. Одногоризонтная система
Отличие одногоризонтной системы (рис. 1.9) от двухгоризонтной и двухярусной состоит в том, что пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины бурятся из одной галереи, сооруженной в подошве пласта или ниже него. Специальных горных выработок для нагнетательных скважин не делается. Для повышения равномерности прогрева пласта применяют одногоризонтную систему с оконтуривающими штреками. В оконтуривающих штреках сооружаются буровые камеры, откуда бурятся нагнетательные скважины и ведется закачка пара на границу блока Эта система является комбинацией одногоризонтной и двухгоризонтной систем.
; /
Рис. 1.7. Схема фактического разбуривания блока 343-юг по двухгоризоитной
системе.
п п Г~1
11 13 12 14,15 2,3
Рис. 1.8. Принципиальная схема двухярусной системы: А) - план, Б) - разрез. 1 - добывающая галерея; 2, 3 - ходок, уклон в добывающую галерею; 4, 5 -вентиляционный и откаточный штреки; 6 — окоіггуривающая выработка; 7 -буровая камера; 8 - добывающая скважина; 9 - нагнетательная скважина с оконтуривающей выработки; 10 - нефтяной пласт; 11 - надпластовые породы; 12 - нагнетательная галерея; 13 - напіетательная скважина с нагнететельной галереи; 14,15 -ходок, уклон в нагнетательную галерею.
зо
J І І І І І І
Рис. 1.9. Принципиальная схема одногоризонтной системы: А) - план, Б) - разрез. 1 - галерея; 2, 3 - ходок, уклон к галереє; 4 - вентиляционный штрек; 5 -откаточный штрек, 6 - оконтуривающая выработка, 7 - буровая камера, 8 -добывающая скважина; 9 - нагнетательная скважина с оконтуривающей выработки; 10 - нефтяной пласт; 11 - надпластовые породы (туффит); 12 -нагнетательная скважина с галеоеи.
1.3.4. Панельная система
Сущность панельной системы [149] (рис. 1.10) заключается в том, что нагнетательная и добывающая галереи располагаются в подошве пласта или ниже него параллельно друг другу. Из этих галерей бурят параллельными рядами навстречу друг другу пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины.
1.3.5. Подземно-поверхностная система
Принципиальным отличием подземно-поверхностной системы (рис. 1.11) от других систем термошахтной разработки является закачка пара в пласт через скважины, пробуренные с поверхности. Вся система пароснабжеиия выносится на поверхность, что позволяет закачивать пар предельно допустимых параметров при термошахтной разработке. Кроме того, уменьшается опасность ведения подземных работ и, значительно, сокращаются тепловыделения в горные выработки [22,72, 73,74, 115, 135].
Идея закачки пара с поверхности была предложена Питиримовым В.В. Но закачка пара высоких параметров привела бы к неуправляемому прорыву его в подземные скважины. Автором предложена специальная подземная парораспределительная скважина, которая вместе с поверхностной образует единую систему нагнетания пара. Также автором было предложено в 4 — 5 раз сократить количество подземных скважин.
Реализация этих идей привела к созданию подземно-поверхностной системы термошахтной разработки. Проводимые опытные работы показали ее высокую эффективность. Темп нефтеизвлечения за первые четыре года опытных работ в 1,7 раза превысили средние темп разработки по другим системам термошахтной разработки.
A)
Б)
Рис. 1.10. Принципиальная схема панельной системы: А) - план, Б) — разрез. 1 - добывающая галерея, 2 - нагнетательная галерея, 3 — добываюпщя скважина, 4 - нагнетательная скважина, 5 — нефтяной пласт, 6 -надпластовые породы (туффит).
Рис. 1.11. Принципиальная схема подземно-поверхностнои системы: 1 - шахтный ствол, 2 — галерея, 3 - нефтяной пласт, 4 - граница участка, 5 - поверхностная нагнетательная скважина, 6 - подземная нагнетательная скважина, 7 - подземная парораспределительная скважина.
1.4. Анализ систем термошахтной разработки
Эффективность систем термошахтной разработки определяется темпами добычи нефти, коэффициентом нефтеизвлечения и затратами на добычу нефти. Эти показатели зависят от темпа напіетания теплоносителя и его параметров, охвата пласта процессом теплового воздействия, системы разработки и времени ввода шахтного блока в эксплуатацию.
Темпы закачки теплоносителя определяются коэффициентом приемистости подземных и поверхностных нагнетательных скважин, их количеством, параметрами закачиваемого теплоносителя и пропускной способностью системы пароснабжения нефтяных шахт.
Коэффициент приемистости подземных нагнетательных скважин на Ярегском месторождении достаточно высок. Это определяется тем, что термошахтная разработка ведется на площадях, ранее отработанных шахтным способом на естественном режиме истощения. На этих площадях существует старая система подземных скважин и густая сеть трещин. В среднем коэффициент приемистости равен 10-15 т/(сут.МПа). Коэффициент приемистости зависит от длины скважин и стадии разработки пласта. С увеличением длины скважин и переходом на более позднюю стадию разработки коэффициент приемистости скважин увеличивается.
Давление закачки пара в пласт через подземные скважины ограничено правилами безопасности ведения работ в шахтах и выделением тепла от подземных паропроводов. Давление закачки пара не превышает 0,5 МПа, что соответствует температуре насыщенного пара 152 С, а в основном давление закачки составляет 0,2 - 0,4 МПа. Увеличение давления закачки пара приводит к его прорыву через массив трещиноватого пласта в горные выработки.
Толщина теплоюолящюнного материала на паропроводах составляет 70 - 80 мм. Допустимая температура на поверхности изоляционного слоя 40 С. Повышение давления закачки ведет к увеличению температуры насыщенного пара и к увеличению толщины изоляции, что, в свою очередь, потребует проходки горных выработок с большим сечением. Соответственно, увеличиваются затраты на проходку.
Диаметры подземных паропроводов ограничены размерами сечений горных выработок и не превышают 168 мм. При увеличении диаметров потребуется увеличение сечения горных выработок, что ведет к дополнительным затратам на их проходку.
Исходя ю вышесказанного видно, что пропускная способность подземных паропроводов, учитывая ограничения на давление закачки и диаметры подземных паропроводов, ограничена.
Двухгоршоїгтная система обладает наиболее равномерным охватом пласта тепловым воздействием. Закачка пара ведется по всему объему пласта, через плотную сетку подземных нагнетательных скважин. Расстояние между забоями скважин составляют 12 - 15 м. Двухгорюонтная система характершуется высокими темпами нефтеизвлечения, но она наиболее затратная. Для ее реализации требуется большой объем проходки горных выработок. В среднем на 104 м2 проходят 240 м подземных выработок. Время подготовки блока к разработке составляет 4-5 лет [156].
Двухярусная система менее затратная. Объем проходки на 104 м2 составляет 156 м. Срок подготовки блока в разработку - 3 - 4 года [156]. Но при этой системе идет неравномерный прогрев пласта. Наиболее хорошо прогреваются зоны пласта, примыкающие к нагнетательной галерее. При удалении от галереи темп прогрева снижается. Проходка оконтуривающих выработок ведет к увеличению затрат и срока ввода блока в эксплуатацию. Кроме того, в нагнетателыгую галерею, которая расположена в верхней части пласта, происходят прорывы пара.
Одногоризонтная система имеет минимальное количество подземных выработок, 92 м на 104 м2. Срок ввода блока в разработку сокращается до 2 -3 лет [156]. Но, как и при двухярусной системе, наиболее высокий прогрев имеют области пласта, примыкающие к галерее, а периферийные области блока прогреваются слабее. Также происходят прорывы пара в галерею. Для устранения прорывов пара предлагается обсаживать устья подземных скважин термошолированными колоннами (д.т.н. Рузин Л.М.) [136, 152]. Закачка пара через скважины, пробуренные с оконтуривающих выработок (одногоризонтная система с оконтуривающими выработками), позволяет повысить равномерность прогрева пласта, но ведет к увеличению проходки горных выработок до 141 м на I04 м2 и увеличению срока ввода блока в разработку до 3 - 4 лет.
Панельная система имеет 131 м проходки на 104 м2. Срок ввода блока в разработку 3 года [156]. Она обеспечивает достаточно равномерный прогрев пласта, но ее недостатком являются прорывы пара в нагнетательную галерею. Для устранения этого недостатка необходимо обсаживать устья подземных скважин термоизолированными колоннами.
Подземно-поверхностная система, как и одногоризонтная, имеет минимальное количество горных выработок - 92 м на 10 м [135, 153]. Вся система пароснабжения вынесена на поверхность, поэтому нет тепловыделений от подземных паропроводов в горные выработки. Закачка пара ведется на границу блока, поэтому его прорывы в горные выработки возможны только на заключительной стадии разработки. Отсутствие подземных паропроводов позволяет уменьшить сечение горных выработок, что ведет к сокращению затрат на их строительство. Срок ввода блока в разработку - 2 - 3 года. Давление закачки пара в пласт при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения можно поднять до 1,6 МПа.
37 При термошахтной разработке недопустимо выделение летучих фракций из нефти в пласте. Это может привести к прорывам нефтяного газа в горные выработки, что недопустимо. Выделение летучих фракций из нефти Ярегского месторождения происходит при температуре выше 200 С (табл. 1.1), что соответствует давлению насыщенного пара 1,6 МПа [120]. Других ограничений на закачку пара при подземно-поверхностной системе нет. Высокое давление позволяет увеличить темп закачки пара и в 4 - 5 раз сократить объем бурения подземных скважин.
Недостатком подземно-поверхностной системы является
необходимость бурения достаточно большого количества поверхностных скважин, в среднем 5-10 скважин на 100 тыс.м2, тогда как при других системах на эту площадь бурится 1 скважина. Но сокращение объема бурения подземных скважин и увеличение темпа разработки в 1,5 - 2,0 раза компенсируют этот недостаток.
Высокие темпы закачки пара при подземно-поверхностной системе через поверхностные скважины и распределение его по пласту с помощью подземных парораспрелительных скважин позволяет в несколько раз увеличить длину подземных скважин и, следовательно, увеличить площадь разрабатываемого блока. Это ведет к уменьшению объема проходки горных выработок и снижению затрат на их строительство и эксплуатацию.
1.5. Выводы
1. Нефть Ярегского месторождения высоковязкая, с большим содержанием смол и асфальтенов. Летучие фракции из нефти начинают выделяться при температуре выше 200 С. Поэтому предельная температура закачки насыщенного пара равна 200 С, что соответствует давлению 1,6 МПа. Эта температура теплоносителя является оптимальной при условии сохранения температурного режима в горных выработках.
Двухгоризонтная система в настоящее время является основной системой термошахтной разработки. Но большое количество горных выработок, затраты на их строительство и эксплуатацию и длительный срок подготовки шахтных блоков к эксплуатации ограничивает дальнейшее ее применение.
Наиболее перспективной является подземно-поверхностная система, которая сохраняет все преимущества термошахтной разработки, имеет минимальное количество горных выработок, высокие темпы разогрева пласта и, следовательно, высокие темпы добычи нефти.
Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти показывает его высокую технологическую эффективность и возможность применения на других месторождениях высоковязкой нефти и природного битума
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕРМОШАХТНОЙ
РАЗРАБОТКИ
2.1. Давление в пласте
Нефтяной пласт при термошахтной разработке вскрывается плотной сеткой подземных скважин. Устья пологовосстающих скважин выходят в добывающие галереи и открыты. Их сечения заполнены жидкостью только частично, поэтому в стволах скважин сохраняется давление, равное давлению рудничной атмосферы. Высокая плотность подземных скважин приводит к быстрому снижению давления до атмосферного в кровле пласта, а по вертикали определяется гидростатическим давлением.
Ярегское месторождение первоначально эксплуатировалось шахтным способом на естественном режиме истощения пластовой энергии, поэтому к началу термошахтной разработки давление в кровле пласта стало равным атмосферному. Проведенные исследования [61] подтвердили это.
При закачке пара у кровли пласта может образоваться паровая шапка. В этом случае давление в кровле пласта определяется давлением насыщенного пара
2.2. Прогрев пласта и прорывы пара в подземные добывающие
скважины
В своих работах [126, 128] Рузин Л.М делает вывод, что закачиваемый пар распространяется преимущественно по системе крупных тектонических нарушений и трещин, расстояние между которыми составляет 20 - 25 м и основной прогрев пласта идет га них за счет теплопроводности. Откуда он делает вывод, что при поддержании в трещинах постоянной температуры порядка 100 С можно осуществить эффективный прогрев пласта из трещин.
40 Но непонятно, как можно поддерживать высокую температуру по всему простиранию трещины и не допустить прорыва пара в добывающие скважины и по ним в горные выработки.
В связи с высокой плотностью сетки подземных скважин все трещины пласта вскрываются как добывающими, так и нагнетательными скважинами. Если бы пар распространялся по всему простиранию трещины, то это неминуемо привело бы к быстрому его прорыву в добывающие скважины и по ним в горные выработки. Прорыв пара в добывающие скважины привел бы к невозможности добычи нефти. Если добывающие скважины, в которые произошел прорыв пара закрывать, то не будет движения пара по трещине. Внизу трещины скопится жидкость. Поддерживать температуру в трещине при отсутствии движения пара невозможно, поэтому прогрев пласта ш трещин будет небольшим. Следовательно, вывод Рузина Л.М. о преимущественном распространении пара по трещинам не совсем верен.
В работах [125, 128] Рузин Л.М делает вывод, что наиболее перспективной является одногорівонтная система термошахтной разработки (рис. 1.9), если устья скважин оборудовать термоизолированными колоннами, которые предотвратят прогрев приустьевой части скважин около горных выработок. Вывод основывается на том, что основной прогрев пласта идет не только из трещин, что, как показано выше, не совсем верно, но из нагнетательных скважин, стволы которых пронизывают всю толщшгу пласта.
Для доказательства того, что распространение тепла за счет теплопроводности из папіетательньїх скважин имеет небольшое влияние на прогрев пласта, выполняется оценочный расчет для начального периода закачки пара, когда градиент температур закачиваемого пара и пласта максимален. При одногоризонтной системе закачка пара по нагнетательным скважинам составляет в среднем 4-5 т/сут. Требуется определить, какая доля тепла пойдет на нагревание пласта за счет теплопроводности їв нагнетательной скважины.
россїї^ІЙМі,,,-
рбссїї^екґ}}.. „ 1 41
Решение данной задачи производится на основании формулы определения расхода тепла из нагнетательной скважины за счет теплопроводности [155].
Тскв - Тпл Qckb = Л, Sckb t
2/я at
где Qckb - количество тепла, ушедшее в пласт за счет теплопроводности
через поверхность скважины;
Л, - коэффициент теплопроводности пласта, 1,5119 Вт/(м С);
Sckb - площадь поверхности скважины, длина скважины,
Sckb = ж Dckb Lckb = 3,14*0,1*200 = 62,8 м2;
Dckb — диаметр скважины, 0,1 м; Lckb - длина скважины, 200 м; t - время, 24 ч = 86400 с;
Тскв, Тпл - температура пара в скважине и температура пласта, Тскв=150 С, Тпл=8С;
а - коэффициент температуропроводности пласта, 0,003 м^ч. Подставляем значения параметров в формулу и получаем
150-8
Qckb = 1,5119 * 62,8 * 86400 — — = 1264*103 кДж.
2/ 3,14*0,003*24
Определяем количество тепла, которое может выделиться при конденсации пара:
Qnap = m * г * х,
где Qnap - количество тепла, выделяемое при конденсации пара;
m - масса пара закачанного за сутки, 5*103 кг;
г - удельная теплота парообразования, 2114,1 кДж/кг при давлении 0,5 МПа;
х - сухость пара, 0,5.
Подставляем полученные значения и получаем
Qnap = 5*103*2114,1*0,5 = 5285*103 кДж.
Доля тепла, которая пойдет на разогрев пласта из скважины за счет теплопроводности:
1264*103
п = г 100 % = 23,9 %.
5285*103
Из приведенного расчета видно, что даже в начальный момент закачки пара, когда теплоотдача от поверхности скважины к пласту максимальна, только 23,9 % тепла, полученного за счет конденсации пара, уйдет в пласт через стенки скважины, а остальное тепло (76,1 %) уйдет в кровлю пласта. По мере прогрева пласта, доля передачи тепла из скважины в пласт будет неуклонно снижаться. Поэтому прогрев пласта из скважин играет вспомогательную роль.
Из сказанного следует, что прогрев пласта из трещин и нагнетательных скважин играет вспомогательную роль, а основной прогрев пласта идет от кровли к подошве пласта.
