Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

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 -13,3^O С. Абсолютный температурный максимум равен + 37,7^O С, минимум - 56^O 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 60^O 25’ северной широты и 53^O 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.

.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 1^О более пологое, юго-западное почти в три раза короче северо-восточного, что обусловлено углом падения 2^О 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:

1 мощность до 30 м;

2 проницаемость (3,06-5,06)* 10^-12 м²;

3 пористость до 24 %;

5 температура 6-8^оС;

6 вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с;

7 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 6-8^оС средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см³, а при нагревании до 100^оС 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 50-75^оС. По 469-ти анализам она изменяется от 32 до 58^оЕ.

Кинематическая вязкость нефти при температуре 40^оС и 50^оС равна соответственно 786,3 и 406 мкм²/с, а на шахтном поле III она при температуре 50^оС составила в среднем 212 мкм²/с.

Динамическая вязкость дегазированой нефти при температурах 6^о и 8^оС достигает 15300 и 12500 МПа*С, а в стандартных условиях - 3600 МПа*С. При температуре 100^оС 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 172^оС, хотя большинство сернистых нефтей выделяют его уже при 110-130^оС. 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 200^о С. Поэтому групповой углеродный состав нефти определяется по фракции 200-300^оС, 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):

8 метана 88,2-99,3% (95%);

9 сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%);

10  двуокиси углерода 0,3-9,4% (3%);

11  азот + инертные 0-12,6% (1%).

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 22^г/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:

12  запасной выход из лестничного отделения подъемного ствола на поверхность;

13  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:

14  наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в подъемный ствол;

15  наклонный ходок у вентиляционного ствола.