вкр. Втретьих, в целом конечный коэффициент нефтеотдачи даже при благоприятных условиях редко превышает 50 %, следовательно, более половины запасов остается в недрах а по трудноизвлекаемым запасам эта цифра достигает 7080 %
 Скачать 1.27 Mb.
|
|
Введение Исследования в области повышения эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений, направленные на увеличение основного показателя эффективности - конечного коэффициента нефтеизвлечения, ведутся в широких масштабах практически во всех нефтедобывающих странах мира в течение многих десятилетий. За эти десятилетия предложены, исследованы в лабораторных условиях, испытаны на опытно-промышленных объектах до двух десятков новых методов воздействия на пласт, обеспечивающих увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Широкий разворот научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по повышению эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений вызван многочисленными причинами, основные из которых заключаются в следующем: Во-первых, центры добычи нефти перемещаются в северные и восточные районы с трудными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, включая акваторию арктических морей, что приводит к резкому увеличению материально-технических и трудовых затрат. Во-вторых, вследствие выборочного ввода в разработку крупных высокопродуктивных месторождений с высокими темпами добычи нефти произошло накопление низко продуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые не введены в эксплуатацию. По целому ряду таких месторождений в настоящее время отсутствует экономически приемлемая технология разработки. В-третьих, в целом конечный коэффициент нефтеотдачи даже при благоприятных условиях редко превышает 50 %, следовательно, более половины запасов остается в недрах А по трудноизвлекаемым запасам эта цифра достигает 70-80 %. Происходит накопление огромного количества остаточных запасов в традиционных нефтедобывающих районах страны с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Эти районы обеспечены высококвалифицированными производственными и научными кадрами. Изыскание и создание методов увеличения нефтеотдачи позволили бы добиться снижения темпов падения добычи нефти и повышения эффективности разработки месторождений с остаточной нефтью. Существующие методы повышения нефтеотдачи направлены на улучшение нефтеотмывающих способностей закачиваемого в пласт рабочего агента, снижение вязкости пластовой нефти, поверхностного натяжения на границе фаз, выравнивание скоростей вытеснения нефти из неоднородных пластов и т.д. Во всех этих методах предусматривается применение скважин обычной конструкции, которая практически не менялась со времен появления вращательного бурения. Между тем известно, что можно бурить горизонтальные, пологонаклонные и восстающие скважины не только с поверхности земли, но и из подземных горных выработок в нефтяной шахте. Эти скважины могут быть пробурены по очень плотной сетке и могут иметь большую протяженность по пласту. В связи с этим обеспечивается очень высокая степень вскрытия пласта, являющаяся предпосылкой для высокого охвата пласта воздействием рабочего агента. Учитывая, что стоимость бурения 1 метра таких скважин значительно ниже стоимости бурения скважин с поверхности земли, что в шахте возможно более эффективное использование всех применяемых методов увеличения нефтеотдачи из-за высокой степени вскрытия пласта плотной сеткой скважин, представляется целесообразным для повышения эффективности разработки нефтяных залежей, в первую очередь с нефтями высокой и средней вязкости и залежей природных битумов, применять системы дренажной шахтной разработки, в частности, системы термошахтной разработки. 1. Общая часть .1 Характеристика района и месторождения Ярегское месторождение тяжелой нефти расположено в центральной части Республики Коми в междуречье реки Ижмы и реки Ухты на слабохолмистом плато, являющимся частью восточного склона Южного Тимана. Климат района континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет -13,3O С. Абсолютный температурный максимум равен + 37,7O С, минимум - 56O С. Длительность зимнего периода в среднем 192 дня, грунты промерзают на глубину до 2,2 м. Вечная мерзлота отсутствует. Среднегодовое количество осадков составляет 451 мм, 70% из них в летнее время. Толщина снегового покрова достигает 1,0 м. Расчетная снеговая нагрузка равна 150 кгс/м2. Расчетная ветровая нагрузка равна 35 кгс/м2. Рассматриваемая территория расположена на водораздельном плато рек Ярега, Доманик и Лыа-Ель. Рельеф плато сравнительно ровный и характеризуется высотными отметками 135-168 м. Поверхность большей частью заболочена, мощность торфа от 0,5 до 3,0 м и более. Незастроенные участки залесены. Лес средней густоты и крупности. Географические координаты месторождения 60O 25’ северной широты и 53O 26’ восточной долготы. Месторождение располагается в промышленно развитом районе, где имеются все необходимые строительные, энергетические мощности и ресурсы. Месторождение с городом Ухта связано автомобильным и железнодорожным транспортом. Сбор, подготовку и отгрузку нефти потребителю Ухтинскому нефтеперерабатывающему заводу (УНПЗ) осуществляет нефтебаза, расположенная на территории нефтешахты № 1, по железной ветке, соединяющей НШ-1 с железнодорожной магистралью Котлас-Воркута. В настоящее время на месторождении действуют три нефтяных шахты: НШ-1, НШ-2 и НШ-3. При каждой шахте существует жилой поселок. Между собой и с городом Ухта поселки и шахты связаны автомобильными дорогами. Нефтяная шахта № 3 располагается в северо-западной части Ярегского месторождения в 23 км к Юго-западу от города Ухты. Нефтешахта № 3 была сдана в эксплуатацию в 1943 году и в 1964 году отработала свои запасы. Было принято решение реконструировать нефтешахту для добычи титановой руды, которая в пределах шахтного поля залегает в толще нефтеносных пород. В связи с длительным фондом реконструкции, которая до настоящего времени не закончена, на нефтешахте была начата повторная отработка площадей на нефть с применением паротеплового воздействия на пласт. .2 Геолого-промысловая характеристика Ярегского месторождения и общие сведения о месторождении Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 году. Разведка центральной части месторождения на нефть проводилась в период с 1932 года по 1942 год. Для этой цели было пробурено 103 скважины. Доразведка отдельных участков месторождения осуществлялась в период с 1943 года по 1958 год бурением еще 47 разведочных скважин. Опытная эксплуатация месторождения начата в 1932 году обычным способом - скважинами, пробуренными с поверхности. Весьма низкое извлечение нефти, обусловленное чрезвычайно высокой вязкостью, и трудности в организации сбора и транспорта такой продукции в суровых климатических условиях не позволили осуществить разработку этого месторождения обычным способом в пределах экономической целесообразности. Стремление к разработке этого месторождения высококачественной нефти при более высокой нефтеотдаче и к снижению ее себестоимости приводит к созданию шахтного способа добычи нефти. Первая нефтешахта (НШ-1), ведущая отработку северо-восточной части месторождения, вступила в эксплуатацию в 1939 году, нефтешахта № 3 начала отработку северо-западной части месторождения в 1943 году и нефтешахта № 2, эксплуатирующая юго-восток месторождения, введена в 1949 году. .3 Характеристика разреза Нефтяная залежь размером 36*3-6 км пластового сводового типа высотой до 87 м контролируется Ярегской, Лыаельской и недавно открытой Вежавожской структурами третьего порядка, осложняющими свод крупной Ухтинской брахиантиклинали на восточном склоне Южного Тимана. Месторождение залегает на глубине 130-220 м в песчаниках живетского-пашийского возраста (пласт III местной промысловой номенклатуры) непосредственно на рифейском фундаменте. В пределах контура нефтеносности брахиантиклиналь асимметрична. Северо-восточное крыло структуры с углом падения 1О более пологое, юго-западное почти в три раза короче северо-восточного, что обусловлено углом падения 2О 18’. С глубиной углы падения становятся круче. Кровля III-го пласта в основном совпадает с выступом кровли метаморфических сланцев. Ярегское месторождение отличается сокращенным стратиграфическим разрезом. В нем выделяются отложения докембрийской, девонской и четвертичной систем. Большая часть поля III занимает сводовую и присводовую части структуры. Здесь кровля пласта III не спускается ниже абсолютной отметки минус 15, а в центре вырисовывается достаточно обширный свод с отметками выше плюс 10 м. Наиболее высокое положение кровли отмечается на крайнем западе, в зоне выклинивания пласта, где он представлен только нижним продуктивным горизонтом. Рифейский фундамент на западе средней части поля образует два относительно крупных выступа, разобщенных близширотной зоной погружения. Как и на всем месторождении, пласт III состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхне пашийской от 0 до 14 м. На большей части шахтного поля средняя и верхняя пачки слагают единый верхний продуктивный горизонт песчаников, а в зоне выклинивания на западе весь пласт представлен песчаниками нижней и верхней пачки. Нижняя пачка сложена исключительно лейкоксен-кварцевыми песчаниками. Средняя состоит преимущественно из кварцевых косослоистых песчаников. Верхняя пачка сложена грубозернистыми слабосортированными песчаниками с лейкоксенами. Пласт III перекрывается так называемыми “ надпластовыми аргиллитами”, средней толщиной 12 м. Это горизонтально- слоистые зеленовато серые аргиллиты средней крепости, в контактах с диабазами, которые темно- серые. Выше залегает туффитовый слой, сложенный различными туффитами с подчиненным участием туффопесчаников и туффогенных глин. Средняя толщина слоя 43 м. Над туффоидными породами несогласованно залегают плотные темные с голубоватым оттенком аргиллиты, средняя толщина которых около 6 м. Выше лежит толща слабо известковых аргиллитов и аргиллитоподобных глин средней толщиной 76 м. Пласт III Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями: мощность до 30 м; проницаемость (3,06-5,06)* 10-12 м2; пористость до 24 %; начальное пластовое давление 147*104 Па; температура 6-8оС; вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с; коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98. Многочисленными трещинами с амплитудой смещения до 6-8 м залежь разбита на тектонические блоки размерами 10-30 м. .4 Физико-химическая характеристика нефти и газа Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см3, среднее значение 0,945 г/см3. На шахтном поле III, расположенном в содовой части Ярегской структуры, плотность нефти несколько ниже и составляет в среднем 0,940 г/см3. При начальной пластовой температуре 6-8оС средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см3, а при нагревании до 100оС она снижается до 0,90 г/см3. Расчетная плотность нефти в пласте при газовом факторе 10 т/м3 также определяется в 0,933 г/см3. Ярегская нефть относится к весьма вязким. Основная масса определений вязкости дегазированной и отстоенной нефти была получена с помощью аппарата Энглера при температуре 50-75оС. По 469-ти анализам она изменяется от 32 до 58оЕ. Кинематическая вязкость нефти при температуре 40оС и 50оС равна соответственно 786,3 и 406 мкм2/с, а на шахтном поле III она при температуре 50оС составила в среднем 212 мкм2/с. Динамическая вязкость дегазированой нефти при температурах 6о и 8оС достигает 15300 и 12500 МПа*С, а в стандартных условиях - 3600 МПа*С. При температуре 100оС вязкость дегазированной и пластовой нефти снижается соответственно до 60 и 49 МПа*С (рис 1). В составе нефти преобладают масла, в среднем 73,3 %, смол силикагеловых в ней около 20 %, асфальтенов и твердых парафинов соответственно 2,4 и 0,48 %, серы 1,12%. В нефти, экстрагируемой из керна, содержание твердых парафинов превышает 2%, а при тепловом воздействии на пласт количество парафина возрастает до 1,45%. При перегонке пара с нефтью, содержащей 1,09% серы, выделяется 19,7см2/л сероводорода, начиная со 172оС, хотя большинство сернистых нефтей выделяют его уже при 110-130оС. Такая высокая термическая стойкость сернистых соединений в Ярегской нефти является благоприятным фактором для теплового воздействия на пласт. В связи с потерями нефтью большей части легких фракций в ней полностью отсутствуют бензиновые составляющие, а начало кипения редко опускается ниже 200о С. Поэтому групповой углеродный состав нефти определяется по фракции 200-300оС, выход которой на нефтешахте 3-11,2%. На ароматические углеводороды приходится 2,2%, нафтеновые - 7%,на метановые - 2%. Наибольшие колебания от места к месту характерны для метановых углеводородов (от 0,6 до 3,9%) в связи с наибольшими потерями их при биогенном воздействии. Состав газа по 255-ти анализам меняется на месторождении в следующих пределах (в скобках указано среднее содержание на нефтешахте № 3): метана 88,2-99,3% (95%); сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%); двуокиси углерода 0,3-9,4% (3%); азот + инертные 0-12,6% (1%). Как видно, в сводовой части структуры на нефтешахте III в газе несколько ниже инертных и метана, но в 2-3 раза больше его гомологов и в 1,3 раза больше двуокиси углерода, чем в среднем на месторождении. В составе водорастворенного газа содержится 12-29% метана, 8-20% азота и до 60% двуокиси углерода. Вода, поступающая в горные выработки вместе с нефтью, определяет общий фон слабой водоносности чисто нефтяной зоны всего пласта III. Половина из 19-ти шахтошурфов, вскрывающих всю нефтяную залежь, оказались практически безводными, а в остальных дебиты не превышали 27м3/сут. В пределах водонефтяной зоны пласта в горные выработки, пройденные в нефтеносных песчаниках, вода по скважинам, которые вскрывали интенсивно трещиноватые участки, поступала с дебитами до сотен м3/сут. Пестрота степени минерализации этих вод, в которой преобладают хлориды щелочей, объясняется смешением вод из различных внутрипластовых областей питания. Вода соленая с минерализацией до 22г/л, хлоркальциевого типа, ее вязкость 1,05Мпа*с.  .5 Вскрытие и подготовка шахтного поля Схема вскрытия. Шахтные стволы. При почти горизонтальном залегании пласта на глубине близкой к 150м, вскрыть месторождение представляется возможным только с помощью вертикальных стволов, расположенных на расстоянии 50м один от другого. Вертикальные, центрально-сдвоенные стволы располагаются в средней части разрабатываемой площади. Оба ствола, подъемный и вентиляционный, пройдены диаметром 4,5м в свету и закреплены бетонной монолитной крепью. В подземной части стволы пройдены на разные отметки с таким расчетом, чтобы обеспечить весь сбор подземных вод в одном месте. В непосредственной близости от стволов расположены все околоствольные выработки шахты и камеры: главного водоотлива, центральной подземной подстанции, электровозного депо, центральной нефтеперекачивающей станции, склад взрывчатых материалов. Стволы пройдены по породам средней крепости и поэтому толщина бетонной крепи в стволах принята, согласно расчетам, 300мм. И только в верхних частях стволов, в шейках, толщина бетона взята большей, доходя в самом верху до 1,75м. Армировка на вентиляционном стволе принята металлическая, проводники для клетей деревянные, а расстрелы металлические. В стволе они расположены со стороны лобовых стенок клетей, а на приемных площадках переходят на боковые - “ложные”. Армировка главного ствола принята также металлическая: деревянные проводники, металлические расстрелы и лестничное отделение ствола. Проводники изготовлены из твердых пород хвойных деревьев (лиственница, сосна), которые устанавливаются с лобовой стороны клети на всем протяжении ствола (лобовые проводники) и лишь при подходе к приемным площадкам лобовые проводники замещаются “ложными” проводниками, т.е. расположенных по бокам клети. Площадь сечения каждого ствола 16см2, за вычетом армировки приблизительно 13-14см2. На поверхности стволы имеют следующие каналы: запасной выход из лестничного отделения подъемного ствола на поверхность; вентиляционный канал у вентствола и запасной выход у этого же ствола; В околоствольном дворе к стволам пройдены ходки для вывода людей из шахты через лестничное отделение. Роль таких ходков выполняют: наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в подъемный ствол; наклонный ходок у вентиляционного ствола. |