Всегда в движении!

Всегда в движении!
Методика прогнозирования и основные
показатели термошахтной разработки
Ярегского месторождения высоковязкой
нефти
Россия, г. Ухта
2012г.
Заведующий ОПиМРЯМ
филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПечорНИПИнефть», д.т.н
Ю.П. Коноплев
Всегда в движении!
Обзорная схема размещения Ярегского месторождения
1
Всегда в движении!
Ярегское нефтетитановое месторождение
НШ-1
НШ-3
НШ-2
2
Всегда в движении!
Основные геолого-физические характеристики
Наименование параметра
Единица
Значение
измерения
Средняя, эффективная толщина пласта
м
26
Начальная нефтенасыщенность
%
87
Пористость
%
26
мкм2
2–3
Проницаемость
Начальная температура пласта
Вязкость
Тип пласта
0
С
6–8
мПа.с
12000 – 16000
-
терригенный
3
Всегда в движении!
Зависимость вязкости нефти Ярегского месторождения
от температуры
17000
16000
15000
110
100
14000
90
80
Вязкость, мПа.с
13000
12000
11000
70
60
50
40
30
20
Вязкость, мПа.с
10000
10
0
9000
70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140
Температу ра, град. С
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
5
15
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
125
135
Т емпература, град.С
4
Всегда в движении!
Принципиальные схемы нефтяной шахты и систем
термошахтной разработки
ООО «ПечорНИПИнефть»
Двухгоризонтная система
(проходка 240 м/га)
Одногоризонтная система
(проходка 57 – 92 м/га)
Подземно-поверхностная система
(проходка 57 – 92 м/га)
Подземно-поверхностная система защищена патентами №
2199657 «Подземно-поверхностный способ разработки
месторождения высоковязкой нефти» и № 2262593 «Способ
разработки залежи высоковязкой нефти»
18 5
Всегда в движении!
Расположение в блоке 1Т-1 скважин старых и новых
(площадь 21,1 га, количество скважин порядка 900 шт.)
6
Всегда в движении!
Схема расположения скважин в блоке Юг-2бис (НШ-1)
7
Всегда в движении!
CMG. Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность
в блоке Юг-2бис на 01.01.2007 (кровля, подошва)
Temperature (C) (2007-01-01) (
0
100
200
K layer: 1)
300
Oil Saturation (2007-01-01) (
400
500
600
700
0
100
200
300
K layer: 1)
400
500
600
700
0
J=1
0
J=1
5
5
10
-100
10
605н
-100
604н
15
604н
605н
15
606н
603н
20
606н
603н
20
-200
607н
25
607н
-200
602н
608н
25
602н
30
608н
30
-300
35
601н
609н
35
-300
40
601н
609н
40
45
-400
I=1
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
45
-400
21
35
50
65
79
94
108
123
137
152
I=1
10
20
167
30
0.00
40
0.10
0.20
50
0.30
0.40
60
0.50
Oil Saturation (2007-01-01) (
Temperature (C) (2007-01-01) (
100
200
0.60
0.70
80
0.80
0.90
90
100
1.00
K layer: 15)
K layer: 15)
0
0
70
300
400
500
600
100
200
300
400
500
600
700
700
0
0
J=1
5
J=1
5
22
22
10
604н
15
605н
27
17
23
25п
25
602н
13
7
8
33
35п
608н
10п
38
40п
-300
13
7
30
45п
48
4п3бис
601н
35
3
28
607н
30п
15п
37
33
35п
608н
10п
38
40п
42
43
5п
609н
45п
2
40
32
25п
25
609н
-300
3
23
1820п
12
602н
42
43
5п
2
40
37
8
4п3бис
601н
35
607н
30п
15п
27
606н
603н
20
28
605н
17
32
-200
-200
1820п
12
30
604н
15
606н
603н
20
-100
-100
10
48
45
-400
I=1
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
45
-400
21
36
52
67
83
98
113
129
144
160
I=1
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
175
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
8
Всегда в движении!
СMG. Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность
в блоке Юг-2бис на 01.01.2011 (кровля, подощва)
Temperature (C) (2011-01-01) (
K layer: 1)
Oil Saturation (2011-01-01) (
0
100
200
300
400
500
600
K layer: 1)
700
0
100
200
300
400
500
600
700
0
J=1
0
J=1
5
5
10
-100
10
605н
-100
604н
15
604н
605н
15
606н
603н
20
606н
603н
20
-200
-200
607н
25
602н
607н
25
602н
608н
608н
30
30
601н
-300
-300
35
609н
40
35
601н
609н
40
45
45
10
20
30
21
36
40
52
50
67
83
Temperature (C) (2011-01-01) (
0
100
200
300
60
98
70
113
129
80
144
90
160
-400
-400
I=1
100
I=1
10
20
30
0.00
175
0.20
50
0.30
0.40
60
0.50
Oil Saturation (2011-01-01) (
K layer: 30)
400
0.10
40
500
600
0
700
0
0
J=1
100
200
300
0.60
70
0.70
80
0.80
0.90
90
100
1.00
K layer: 30)
400
500
600
700
J=1
5
5
10
-100
-100
10
15
15
20
20
-200
-200
25
25
30
30
-300
-300
35
35
40
40
45
45
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
-400
-400
I=1
I=1
10
20
30
0.00
21
36
52
67
83
98
113
129
144
160
0.10
40
0.20
50
0.30
0.40
60
0.50
0.60
70
0.70
80
0.80
0.90
90
100
1.00
175
9
Всегда в движении!
Схема заполнения сечений поверхностных и подземных
скважин жидкостью
Статический или
динамический
уровень
Поверхностная
скважина
Жидкость
Нефтяной пласт
Нефтяной пласт
А)
Нефтяной пласт
Подземная скважина
Горная
выработка
Воздух
Жидкость
Нефтесборная
канавка
Б)
Рисунок 3.19. Принципиальные схемы работы добывающих скважин:
поверхностной А) и подземной Б)
10
12Всегда в движении!
Принципиальная схема фильтрации жидкости при
термошахтной разработке
Нагнетательная скважина
Кровля пласта
Свободная зона (пар, воздух)
L
2σ
σ/π
Добывающая скважина
ВНК
Принципиальная схема вертикальной фильтрации жидкости
при термошахтной разработке
L – расстояние от свободной зоны до подземных скважин
2σ – расстояние между добывающими скважинами
Всегда в движении!
Пример добычи нефти, воды и закачки пара по блоку
1бис на НШ-2
140000
120000
100000
80000
60000
40000
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
0
1984
20000
1983
Добыча нефти, воды и закачка
пара, т
160000
Годы
Рис. 3.3. Добыча нефти, воды и закачка пара
по блоку 1-бис.
Добыча нефти
Добыча воды
Закачка пара
12
Всегда в движении!
Методика расчета технологических показателей
термошахтной разработки (ПечорНИПИнефть)


Q п = Q кр + Q под + Q пл + Q н + Q в + Q вг


q

=
н




q
=
в
скв
(Рк
)
- Рзаб

σ
σ 
+

μ L
ln
н
π
πRc 



2 σkl
2 σkl
скв
(Рк
- Рзаб
F н (S
нс
/V
пл
)
)

σ
σ 
+

μ L
ln
в
π
πRc 

F в (S
нс
/V
пл
)
13
Всегда в движении!
Решение системы уравнений
Уравнение теплового баланса
Qп = Qкр + Qпод + Qпл + Qн + Qв + Qвг
Количество тепла, внесенное паром
Qп = Gп[(Iп - Iк)X + rX + (1 - X)(Iвп - Iвк) + Cв(Tк - Ti)]
Потери тепла в окружающее пространство определяются из уравнения теплопроводности
2U
U
a —— = ——,
x2
t
Начальные условия на границе кровли или подошвы пласта
U 0 при t 0  t  t1
U при t  t  t

1
2
U(0, t) =  1










U i -1 при t i-1  t  t i
Распределение температуры в породах кровли или подошвы пласта
i -2
 


 


x
x
x
U(x, t) =  U k erfc 
 - erfc 
  + Ui -1erfc 

k =0
  2 a(t - t k ) 
 2 a(t - t k +1 )  
 2 a(t - t i -1 ) 
Потери тепла в окружающие породы
dU
Q окр =  Sпл ( t k - t k -1 )
dx
x=0
t = tk
.
Всегда в движении!
Продолжение решения системы уравнений
Количество тепла, идущее на нагревание скелета пласта, нефти и воды
в пласте и воды, поступившей из водоносного горизонта.
Qпл = [Vплн(1 - m) + Vплнеп]плCпл(Ti - Ti-1),
Qн = МнiCн(Ti - Ti-1),
Qв = Cв(Ti - Ti-1) (Mвo - Mвдi + Mпi-1 + Mвгi-1).
Qвг = CвGвг(Ti - To).
Добыча нефти и воды
qн =
2  kl скв ( Рк - Рзаб )
F н ( S нс /V пл )

 

 н  L + ln


 Rc 

(
qв = 2  kl скв Рк - Рзаб) F в (S нс /V пл )

 

 в  L + ln



Rc 

Где
  S нс  2

S нс
 S нс 
+ a3
F
 = exp  a 1 
 + a2
V пл
 V пл 
  V пл 



kт - kп
 kт - kп
Киз2 - 2
Киз + kт,

k =  Zт 2
Zт

kп,
при Киз  Zт
при Киз  Zт
Всегда в движении!
Добыча нефти,т
Сравнение фактических и прогнозных показателей по
CMG и методике «ПечорНИПИнефть» для блока Юг-2бис
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
2007
2008
Факт
2009
Проект
2010
CMG
Рисунок 3.17 Сравнение показателей по добычи нефти
Закачка пара, т
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
2007
2008
Факт
2009
Проект
2010
CMG
Рисунок 3.18 Сравнение показателей по закачке пара
16
Всегда в движении!
Пример расчета прогноза технологических показателей
термошахтной разработки блока Юг-2бис
База данных по шахтному блоку Юг-2бис
Постоянная информация
Наименование параметра
Hoмep шахты
Уклoн Юг-2-бис подземно-поверхностный
Плoщaдь уклона
Нефтенасыщенная толщина эффективная
Heфтeнacыщeннaя толщина
Koэффициeнт нефтенасыщенности
Пopиcтocть
Koэффициент проницаемости
Koэффициeнт песчаности
Koэффициeнт расчлененности
Koэффициент тeплoпpоводности oкpужающих пopoд
Koэффициент тeмпepapуpoпpоводности oкpужающих пopод
Плoтнocть пород скелета пласта
Ед. изм.
Значение
1
Ввод площади в прогрев
Площадь в
прогреве,
га
Дата
га
м
м
доли ед.
доли ед.
11,7
41,0
28,9
0,87
0,26
2004
6
1,2
мкм
доли ед.
разы
Bт/(м*K)
3,074
0,65
2
1,5119
2004
2004
2004
2004
8
9
10
11
3,6
5,7
7,8
10,1
м 2 /ч
0,003
2005
1
11,7
3
2400
3
2
кг/м
Плoтнocть окружающих пород
Массовая теплоемкость пород скелета пласта
Массовая теплоемкость окружающих пород
кг/м
кДж/(кг*K)
кДж/(кг*K)
2200
0,879
0,795
Плoтнocть нефти в пластовых условиях
Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях
Массовая тeпoeмкость нефти
кг/м 3
мПa*c
кДж/(кг*K)
933
12000
2,052
Плoтнocть пластовой воды
Динамическая вязкость воды в пластовых условиях
Массовая тeпoeмкость пластовой воды
Бaлaнcoвыe запасы нефти
Пpoeктный коэффициент нефтеотдачи
Извлeкaeмыe запасы нефти (утвержденные)
Дoбычa нефти на естественном режиме
Heфтeoтдотдача на естественном режиме
кг/м 3
мПa*c
кДж/(кг*K)
тыс.т
доли ед.
тыс.т
тыс.т
доли ед.
1012
1,05
4,1868
674,9
0,45
303,7
46,4
0,069
год
месяц
17
Всегда в движении!
Продолжение базы данных
Дата
год
2004
2004
2004
2004
2004
2004
2004
2004
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2005
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
2006
Нагнетательный фонд
скважин, шт.
Добывающий фонд
скважин, шт.
с туффита
с галереи
в в без- с промев рав рав рапро- дей- рывом
сяц всего
всего
боте
боте
боте
стое ствии пара
5
0
0
0
0
4
0
0
0
6
0
0
0
0
14
0
0
0
7
0
0
0
0
39
1
0
0
8
0
0
0
0
43
2
3
0
9
5
5
0
0
37
7
4
0
10
7
5
0
0
43
0
2
3
11
7
5
0
0
50
1
0
1
12
7
7
0
0
48
1
0
3
1
8
8
0
0
52
0
1
2
2
9
9
0
0
51
0
1
3
3
9
9
0
0
51
1
1
3
4
9
7
0
0
51
0
1
3
5
9
7
0
0
51
0
1
3
6
9
7
0
0
51
0
1
3
7
9
7
0
0
51
0
1
3
8
9
7
0
0
51
0
1
3
9
9
7
0
0
51
0
1
3
10
9
7
0
0
51
0
1
3
11
9
9
0
0
51
0
1
3
12
9
5
0
0
51
0
1
3
1
9
6
0
0
51
0
1
3
2
9
7
0
0
51
0
1
3
3
9
4
0
0
51
0
1
3
4
9
4
0
0
51
0
1
3
5
9
7
0
0
51
0
1
3
6
9
9
0
0
51
0
1
3
7
9
7
0
0
51
0
1
3
8
9
8
0
0
51
0
1
3
9
9
6
0
0
51
0
1
3
10
9
9
0
0
51
0
1
3
11
9
9
0
0
51
0
1
3
12
9
9
0
0
51
0
1
3
СкважиноДобыча
Закачка пара,
Скважино-сутки добычи
сутки
нефти, т
т
Добыча
нагнетания
с
в без- с про- по- тепло- воды, т
с гале- в ра- в прос туф- с галетуффидей- рывом пут- вым мереи
боте стое
фита
реи
та
ствии пара ная тодом
0
0
124
0
0
0 22
0
12
0
0
0
0
420
0
0
0 68
0
23
0
0
0
0
1209
31
0
0 77
0
60
0
0
0
0
1333
62
93
0
0
212
220
516
0
87
0
1194
123
120
3
0
427
883 2660
0
168
0
1333
0
62
93
0
935
1926 7236
0
191
0
1380
64
4
112
0
1144
2409 6900
0
215
0
1528
19
0
65
0
1416
3464 6458
0
214
0
1523
49
31
102
0
1612
4256 7883
0
243
0
1417
12
28
83
0
1796
4386 8400
0
279
0
1581
31
31
93
0
2408
6098 9300
0
210
0
1530
0
30
90
0
2540
6135 8255
0
217
0
1581
0
31
93
0
2934
5622 9058
0
210
0
1530
0
30
90
0
3059
6918 10545
0
217
0
1581
0
31
93
0
3265
8312 9578
0
217
0
1581
0
31
93
0
3368
5933 10809
0
210
0
1530
0
30
90
0
3457
5421 10354
0
217
0
1581
0
31
93
0
3588
3696 10593
0
270
0
1530
0
30
90
0
3590
6469 10280
0
155
0
1581
0
31
93
0
3622
6682 10988
0
186
0
1581
0
31
93
0
3926
7238 10988
0
196
0
1428
0
28
84
0
3663
7505 11200
0
124
0
1581
0
31
93
0
3517
6929 12898
0
120
0
1530
0
30
90
0
3571
4466 10174
0
217
0
1581
0
31
93
0
3637
6231 11278
0
270
0
1530
0
30
90
0
3654
7632 9585
0
217
0
1581
0
31
93
0
3581
6431 10954
0
248
0
1581
0
31
93
0
3506
6954 8397
0
270
0
1530
0
30
90
0
3372
5622 9120
0
279
0
1581
0
31
93
0
3686
6393 8690
0
270
0
1530
0
30
90
0
3529
6962 8877
0
279
0
1581
0
31
93
0
3460
6734 9120
0
18
Всегда в движении!
Результаты расчета технологических показателей
по блоку Юг-2бис (Исходные данные)
Исходные данные по характеристике блока
Наименование показателя
Плacтoвoe дaвлeниe (cpeднee)
Teмпepaтуpa плacтa нaчaльнaя
Cуxocть пapa
Диaмeтp дoбывaющиx cквaжин
Дaвлeниe нa уcтьe: нaгнeтaтeльныx cквaжин
дoбывaющиx cквaжин
Cpeдняя длинa дoбывaющиx cквaжин в уклoнe
Cpeдняя длинa нaгнeтaтeльныx cквaжин в уклoнe
Koэффициeнт пpoницaeмocти тpeщин
Дoля нeфти в кpупныx пopax и тpeщинax
Добыча нефти на естественном режиме
Значение Ед.изм.
0,15 MПa
0
8,0
C
0,5 дoли eд,
0,097
м
0,8 MПa
0,1 MПa
250,0
м
250,0
м
2
12,0 мкм
0,2 дoли eд,
46,4 тыс.т
Исходные данные для прогноза по хapaктepиcтикам пapa и cквaжинам
Характеристики пара на
входе в пласт
Годы
разработки закачка,
тыс.т
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
96
96
84
72
60
54
48
36
36
24
давсухость,
ление,
доли ед.
МПа
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
Скважины
добывающие
парораспределительные
коэффикоэффисредняя
колициент средняя колициент
длина в
чество, эксплу- длина в чество, эксплупласте,
шт
атации, пласте, м
шт
атации,
м
доли ед.
доли ед.
250
46
0,8
250
9
0,90
250
46
0,8
250
9
0,89
250
46
0,8
250
9
0,78
250
46
0,8
250
9
0,67
250
46
0,8
250
9
0,56
250
46
0,8
250
9
0,44
250
46
0,8
250
9
0,39
250
46
0,8
250
9
0,32
250
46
0,8
250
9
0,22
250
46
0,8
250
9
0,22
19
Всегда в движении!
Результаты расчета технологических показателей
по блоку Юг-2бис
Темп
отбора
Закачка пара, тыс.т
Средняя
нефти
Годы темпеот
КИН,
разра- ратура
геологи- доли ед.
ботки пласта,
накопнакопнакопнакоп- ческих
0
текущая
текущая
текущая
текущее
С
ленная
ленная
ленная
ленное запасов,
доли ед.
Добыча нефти,
тыс.т
2004
2005
2006
12,0
29,8
44,7
3,9
35,2
43,1
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
56,6
66,4
73,6
79,0
82,8
85,2
87,2
88,5
88,8
88,3
45,1
49,5
40,3
38,6
33,6
27,9
19,3
15,6
14,2
11,3
Добыча воды,
тыс.т
Паронефтяное
отношение, т/т
Фактические показатели до начала прогноза
50,3
8,7
8,7
23,3
23,3
85,5
69,9
78,6
116,0
139,3
128,6
79,1
157,7
121,3
260,6
Прогноз
173,7
150,1
307,8
96,0
356,6
223,2
171,1
478,9
96,0
452,6
263,5
158,8
637,7
84,0
536,6
302,1
179,5
817,2
72,0
608,6
335,7
170,3
987,5
60,0
668,6
363,6
116,3 1103,8
54,0
722,6
382,9
108,4 1212,2
48,0
770,6
398,5
113,7 1325,9
36,0
806,6
412,7
127,9 1453,8
36,0
842,6
424,0
148,0 1601,8
24,0
866,6
5,97
3,30
2,81
5,97
3,56
3,17
0,006
0,052
0,064
0,075
0,127
0,191
2,13
1,94
2,08
1,87
1,79
1,94
2,49
2,31
2,54
2,12
2,05
2,03
2,04
2,01
1,99
1,99
2,01
2,02
2,04
2,04
0,067
0,073
0,060
0,057
0,050
0,041
0,029
0,023
0,021
0,017
0,257
0,331
0,390
0,448
0,497
0,539
0,567
0,590
0,611
0,628
20
Всегда в движении!
Сопоставление факта и прогноза на 2007 – 2010 гг.
показателей разработки по подземно-поверхностной системе
Добыча нефти, тыс.т
Год
2007
2008
2009
2010
Итого
проект
182,6
259,0
279,1
323,1
1043,8
факт
179,9
257,3
255,8
315,1
1008,1
Закачка пара, тыс.т
отклонение
от проекта, проект
%
-1,5
443
-0,7
792
-8,3
798
-2,5
798
-3,4
2831
факт
496,9
766,9
522,9
741,2
2527,9
отклонение
от проекта,
%
12,2
-3,2
-34,5
-7,1
-10,7
Паронефтяное отношение, т/т
проект
2,43
3,06
2,86
2,47
2,71
факт
2,76
2,98
2,04
2,35
2,51
отклонение
от проекта,
%
13,9
-2,5
-28,5
-4,8
-7,5
21
Всегда в движении!
Сравнение КИН и накопленного паронефтяного
отношения по системам термошахтной разработки
0,7
7
0,6
6
Паронефтяное отношение, т/т
КИН, доли ед.
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
5
4
3
2
1
0,0
естественный.
режим
2
4
6
8
10
12
0
1 ввод
2
3
Годы разработки
Двухгоризонтная
Одногоризонтная
Подземно-поверхностная
Рисунок 4.4 - КИН по системам термошахтной разработки
Двухгоризонтная
4
5
6
7
8
Годы разработки
Одногоризонтная
9
10
11
12
Подземно-поверхностная
Рисунок 4.5 - Накопленное паронефтяное отношение по системам
термошахтной разработки
22
Всегда в движении!
Принципиальная схема распространения тепла и пара в пласте
при одногоризонтной и подземно-поверхностной системах
Подземная
нагнетательная
Поверхностная
скважина
нагнетательная
скважина.
РаспростраЗакачка пара
нение тепла
(пара)
Добывающая
скважина
Горячая
жидкость
Термоизолированная колонна
Обычная колонна
Прогрев
приустьевой
зоны
Галерея
Подземная
парораспределительная
скважина
Распространение тепла
(пара)
Добывающая
скважина
Горячая
жидкость
Обычная колонна
Прогрев
приустьевой
зоны
Галерея
Закачка пара
Одногоризонтная система
Подземно-поверхностная система
23
Всегда в движении!
КИН по отработанным блокам и эксплуатируемых на
гравитационном режиме (без закачки пара)
Добыча нефти
КИН
тыс.т
до 0,4
817,3
0,4 - 0,5
2923,6
0,5 - 0,6
5175,5
0,6 - 0,7
2356,1
более 0,7
1163,3
Итого 12435,8
%
6,6
23,5
41,6
18,9
9,4
100,0
Запасы
тыс.т
2307
6300
9434
3678
1488
23207
%
9,9
27,1
40,7
15,8
6,4
100,0
Средний
КИН
0,354
0,464
0,549
0,641
0,782
0,538
Среднее
время
разработки,
годы
19
20
22
24
26
24
Всегда в движении!
Характерные блоки с КИН > 0,65
Характерные блоки с КИН > 0,65
0,8
0,7
КИН, доли ед.
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Годы разработки
Южный
1-бис
1Т-2 п/п
Вэу-3
3Т-1
25
Всегда в движении!
Конструкция подземных скважин
26
Всегда в движении!
Увеличение протяженности подземных скважин
с 300 до 800 м
300 м. Проходка горных выработок 4620 м
800 м. Проходка горных выработок 2370 м
27
Всегда в движении!
Система автоматизации при эксплуатации блоков
термошахтным способом в закрытом режиме
28
Всегда в движении!
Комбинированная система термошахтной разработки
(подземно-поверхностная и одногоризонтная)
Подземная
парораспределительная
Поверхностная
нагнетательная
скв а жина .
Закачка пара
скв а жина
Распростр анение тепла
(пара)
Добыва ю щая
скваж и на
Горячая
жи д кость
Гал ерея
Закачка пара
29
Всегда в движении!
Схема горных выработок на нефтешахте 1
Площадь в разработке на трех нефтешахтах Яреги – 436 га.
Протяженность действующих горных выработок – 119 км.
Удельная проходка – 273 м/га
30
Всегда в движении!
Принципиальная схема новой шахты (минишахта)
Поверхностные нагнетательные скважины
Подземные скважины
Граница минишахты
Сравнение параметров действующих шахт и минишахт 01.01.2011
Горная выработка
Наименование показателя
Количество шахтных стволов
Протяженность горных выработок
Площадь в разработке
Удельная проходка горных выработок
Шахтные стволы
Ед. изм.
Действущие
шахты
шт.
км
га
м/га
6
119
436
273
Минишахты
протяженность
подземных
скважин, м
300
1000
2
2
5
5
148
714
34
7
Нефтяной пласт
2,5 м
1000 м
(300 м)
500 м
500 м
500 м
500 м
1000 м
(300 м)
31
Всегда в движении!
Условия возможности применения шахтного и
термошахтного способа на нефтяных месторождениях
1. Прочность пород должна обеспечивать устойчивость
горных выработок.
2. Газовый фактор до 10 – 15 м3/т.
3. Температура пласта не выше 26 0С.
32
Всегда в движении!
Выводы по термошахтной разработке месторождений
высоковязкой нефти и природных битумов
ООО «ПечорНИПИнефть»
1. Разработанная методика позволяет достаточно надежно
прогнозировать технологические показатели термошахтной
разработки
2. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения
показывает реальность достижения КИН > 0,5 на
месторождениях высоковязкой нефти и природных битумов.
3. Совершенствование систем термошахтной разработки
позволяет существенно снизить затраты на добычу тяжелой
нефти и в перспективе довести затраты до уровней добычи
легкой нефти.
4. Условия применимости термошахтного способа добычи не
являются жесткими для внедрения его на месторождениях
тяжелой нефти
5. Шахтный способ добычи нефти может применяться и на
месторождениях легкой нефти с истощенной пластовой
энергией и невысоким газовым фактором
33
Всегда в движении!
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
34