научная статья по теме Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти Геофизика

Текст научной статьи на тему «Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти»

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.276.55 © Ю.П. Коноплев, 2012

Опыт термошахтной разработки

Ярегского месторождения высоковязкой нефти

Ю.П. Коноплев, д.т.н.

(Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«ПечорНИПИнефть» в г Ухте)

Адрес для связи: ypkonoplev@lukoil.com

Ключевые слова: Ярегское месторождение, высоковязкая нефть, термошахтная разработка, системы разработки, совершенствование термошахтной технологии, коэффициент извлечения нефти (КИН)

Experience of thermal-mining development of Yaregskoye heavy oil field

Yu.P. Konoplyov (PechorNIPIneft Branch of LUKOIL -Engineering LLC in Ukhta, RF, Ukhta)

Key words: Yaregskoye field, heavy oil, thermal-mining development, development systems, improvement of thermal-mining technology, oil recovery factor.

The experience of thermal-mining development of Yaregskoye field is considered. It is shown that improvement of such a development system allows significantly to reduce heavy oil recovery costs and to bring them to the production level of light oil in the future. It is noted that mining way of oil recovery can be applied at the light oil fields with the exhausted reservoir energy and a low gas-oil ratio.

Ярегское месторождение высоковязкой нефти открыто в 1932 г. и расположено в Республике Коми. Основные его характеристики: глубина залегания нефтяного пласта - 200 м; начальная пластовая температура 6-8 °С; начальное пластовое давление - 1,3 МПа, текущее - 0,1-0,2 МПа; начальный газовый фактор - 10-13 м3/т; вязкость нефти в пластовых условиях 12000-16000 мПа-с; плотность пластовой нефти - 933 кг/м3, сепарированной - 945 кг/м3; пористость -26 %; проницаемость - 2-3 мкм2.

В 1935 - 1943 гг. была предпринята попытка разработать месторождение на естественном режиме истощения пластовой энергии скважинами, пробуренными с поверхности. Коэффициент извлечения нефти (КИН) по двум опытным участкам составил всего 0,017 вследствие высокой вязкости нефти и малой пластовой энергии. В связи с этим было решено испытать шахтный способ добычи нефти. В период 1937 - 1949 гг. были построены три нефтешахты. При шахтном методе горные выработки были пройдены на расстоянии 15 - 20 м от пласта или непосредственно в нем. Пласт вскрывался плотной сеткой подземных скважин, пробуренных из горных выработок. Это исключало противодавление на пласт со стороны столба жидкости в скважинах. В среднем плотность сетки скважин составляла 23 скв/га, всего было пробурено более 92 тыс. подземных скважин протяженностью от 40 до 280 м. Разработка месторождения шахтным способом на естественном режиме продолжалась до 1972 г. Несмотря на все усилия, КИН оставался низким и по отработанным блокам составлял 0,04-0,06. Разработчиками шахтного способа добычи нефти были видные геологи и инженеры Н.Н. Тихонович, И.Н. Стрижов, А.В. Кулевский и другие.

К концу 60-х годов ХХ века пластовая энергия практически полностью исчерпалась, пластовое давление снизилось до атмосферного, и нефть была существенно дегазирована. Требовался новый метод ее добычи.

В 1968 г. начались опытные работы по термическому воздействию на нефтяной пласт в условиях шахтной разработки. Опытные работы показали обнадеживающие результаты и с 1972 г. термошахтный способ впервые в мире стал применяться на Ярегском месторождении в промышленном масштабе. В качестве рабочего агента для разогрева пласта используется насыщенный водяной пар. К настоящему времени по отработанным шахтным блокам и блокам, находящимся на завершающей стадии разработки (без закачки пара), КИН составляет 0,538 при паронефтяном отношении 2,68 т/т.

Разработчиками термошахтного способа являются специалисты ВНИИнефти, ПечорНИПИнефти, нефтешахтного управления «Яреганефть»: П.Г. Воронин, Е.И. Гуров, В.С. Су-крушев, В.С. Зубков, В.Г. Вертий, Н.И. Мельничук, Г.Г. Миллер, В.Н. Мишаков, В.П. Табаков, Л.М. Рузин, Б.А. Тюнькин и другие.

Обустройство месторождения для термошахтной добычи нефти включает поверхностный и подземный комплексы (рис. 1).

В первый комплекс входят объекты:

- оснащенные оборудованием для обеспечения работы шахты (надшахтный комплекс);

- обеспечивающие производство пара и закачки его в пласт (котельные, паропроводы, нагнетательные скважины);

- сбора, транспорта и подготовки нефти.

Второй комплекс включает объекты:

- обеспечивающие работу шахты (шахтные стволы, рудничный двор);

пользование термоизолированных колонн для обсадки устьев скважин пока не дало положительных результатов;

- подземно-поверхностная - закачка пара ведется через скважины, пробуренные с поверхности на границу блока; система пароснабжения вынесена на поверхность, что позволяет закачивать пар максимальными темпами и с максимально допустимыми при термошахтной раз-т' ' т * " * 1 7 работке параметрами.

подземно-поверхностная система, темпы добычи нефти по которой в 1,5 - 2 раза выше, чем по другим системам. Высокие темпы разработки блока достигаются за счет интенсивной закачки пара в начальный период, что приводит к быстрому разогреву пласта и снижению вязкости нефти (рис. 2).

Из запасов нефти, отработанных на 01.01.11 г., по 22,2 % КИН превысил 0,6, по 6,4 % - 0,7. Это показывает реальность достижения КИН, равного 0,6-0,7 при термошахтной разработке Ярегского месторождения.

Термошахтная разработка Ярегского месторождения в настоящее время ведется на площадях, ранее отработанных шахтным способом с огромным числом Рис. 1. Принципиальная схема обустройства месторождения для термошахтной добычи нефти: старых скважин Для реализации термо-АБК - административно-бытовой комплекс; ЦНПС - центральная нефтеперекачивающая б

станция; ЦВО - центральный водоотлив; ЦПП - центральная подземная подстанция; ВНК - шахтного способа проходят новые гор-водонефтяной контакт ные выработки и бурят новые подзем-

ные скважины. Густая сеть новых и старых скважин, а также наличие трещин в пласте обусловливают неопределенность направления фильтрации жидкости в пласте.

Применить для прогнозирования уровней добычи нефти существующие фильтрационные модели весьма сложно, учитывая, что режим вытеснения при данных системах скважин практически не реализуется, а размер расчетной ячейки не должен превышать 1 м. В связи с этим в Печор-

- обеспечивающие вскрытие пласта (горные выработки, подземные скважины);

- сбора и транспорта нефти, возможно, подготовки нефти.

За период эксплуатации Ярегского месторождения было испытано около 10 систем термошахтной разработки. В настоящее время применяются три системы: двухгоризонтная, одногоризонтная и подземно-поверхностная. Во всех этих системах добыча нефти осуществляется через подземные горизонтальные и полого-восходящие скважины, пробуренные из горных выработок (добывающих галерей), пройденных в подошве продуктивного пласта. Эти системы различаются только расположением нагнетательных скважин для закачки пара в пласт:

- двухгоризонтная - закачка пара через скважины, пробуренные из горных выработок над пластом; система обеспечивает высокий охват пласта тепловым воздействием, но требуется огромный объем проходки горных выработок - 240 м/га;

- одногоризонтная - закачка пара ведется из скважин, пробуренных из добывающей галереи; недостаток системы - прогрев пласта вблизи добывающей галереи, ЧТО нарушает Рис. 2. Динамика КИН (а) и накопленное паронефтяное отношение (б) по системам тепловой режим в горных выработках; ис- термошахтной разработки за первые 12 лет

НИПинефти разработана феноменологическая модель расчета технологических показателей термошахтной разработки. Данная модель основана на решении системы уравнений теплового баланса для пласта и законах раздельной фильтрации в нем нефти и воды. Для согласования теоретических и фактических показателей разработки вводится ко-реллирующая функция, отражающая степень вскрытия пласта скважинами.

Система уравнений для расчета технологических показателей термошахтной разработки имеет следующий вид:

бп = Qкр + Q под «пл «и + Qв + Qвеит + Qв

- Рзаб) + о /я 1п(о / пЯс)]

где Q п, Qкр, Qпод, Qпл, Qв, Qвеит, Qв.г количество тепла соответственно, вносимое паром в пласт, теряемое в окружающее пространство через кровлю, подошву пласта за счет теплопроводности, расходуемое на нагревание пород пласта, нефти и воды, находящихся в порах пласта, уносимое с вентиляционной струей, на нагревание воды, поступившей из водоносного горизонта; qи, qв - прогнозируемая добыча соответственно нефти и воды; о - половина расстояния между добывающими скважинами; к - проницаемость; /скв - суммарная рабочая длина добывающих скважин в шахтном блоке; рк - давление на контуре питания; рзаб -забойное давление в добывающих скважинах; - ди-

намическая вязкость соответственно нефти и воды; I - расстояние от контура питания до добывающих скважин; Rc -радиус добывающей скважины; Fи(SисJVш¡), ^в^/^) - коррелирующая функция соответственно при добыче нефти и воды, зависящая от отношения поверхности работающих нагнетательных скважин Sис к объему пласта Vш, учитывает охват пласта тепловым воздействием и дренированием.

Расчеты по данной методике показывают хорошее совпадение проектных и фактических показателей разработки. По подземно-поверхностной системе за 2007-2010 гг. фактическая добыча нефти на 3,4 % меньше, чем по проекту при недозакачке пара 10,7 %.

Работа по совершенствованию термошахтной системы разработки ведется по четырем основным направлениям:

- автоматизация технологических процессов добычи нефти;

- увеличение протяженности подземных скважин;

- механизация проходки горных выработок;

- строительство новых шахт.

Автоматизация технологических процессов

Автоматизация предполагает переход на закрытую эксплуатацию шахтных блоков. Используется подземно-поверхност-ная система, при которой закачка пара ведется через поверхностные скважины и не связана с горными выработками.

Добывающую галерею проходят в нижней части продуктивного пласта, поскольку ниже него находится водонос

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.