Шахтного способа добычи нефти

Шахтная разработка нефтяных месторождений

ШАХТНАЯ РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (а. oil extraction, oil mining; н. Schachtabbauverfahren, Schachtabbau der Erdollagerstatten; ф. exploitation des mines petroliferes, exploitation miniere de petrole; и. explotacion de yacimientos petroliferos por minas; beneficio de depositos de oil por pozos) — способ добычи нефти или нефтенасыщенной породы из нефтяного пласта-коллектора с помощью подземных горных выработок или подземных скважин, сооружённых в нефтяной шахте. Применяется для разработки залежей с высоковязкими нефтями (природными битумами), а также неоднородных энергетически истощённых залежей нефти средней вязкости.

Шахтный способ добычи нефти известен с 18 века. В разное время он достигал промышленных масштабов на месторождениях Пешельбронн (Франция), Витце и Гайде (Германия), Кымпина и Сарате-Монтеору (Румыния), Хагисияма (Япония), Керн-Ривер и Норт-Тисдейл (США). Например, на месторождениях Пешельбронн было построено более 30 шахт на глубине до 400 м и добыто за 1735-1962 1,1 млн. т нефти. В Германии такой способ добычи нефти применялся в 1875-1931, в Японии — в 1940-45. Он использовался также на нефтяных месторождениях Австрии, Чехословакии, Польши, Канады и других стран.

В России добыча нефти шахтами осуществлялась на многих месторождениях с конца 19 века (первая попытка имела место на Уйташском месторождении в Дагестане). До 1943 разрабатывали залежи природного битума из подземных выработок на Шугуровском месторождении (было сооружено 4 штольни и завод производственной мощностью 500 тысяч м 3 битуминозного песчаника в год). В 1932 на одном из участков Старогрозненского месторождения был построен рудник, на котором к 1935 общая протяжённость горных выработок достигла 645 м. Самый большой опыт шахтной разработки нефтяных месторождений накоплен на Ярегском месторождении в Коми ACCP, где с 1939 ведётся промышленная разработка залежей (в конце 80-х гг. — единственной промышленной нефтяной шахты в мире).

Реклама

Нефтяная шахта (рис. 1) включает в себя объекты: надшахтный комплекс зданий и сооружений (надшахтные здания подземного и вентиляционного стволов, подъёмные установки, административно-бытовой комбинат, компрессорную, котельную, ремонтно-механическую мастерскую, вентиляционную и др.); подъёмный и вентиляционной стволы; околоствольный двор с камерами центрального водоотлива, центральные подземные подстанции, склада взрывчатых материалов, центральную нефтеловушку с ёмкостями для сбора добываемой жидкости и насосной станции; электровозное депо с камерой противопожарного поезда, камеру чистки вагонеток, грузовую и порожняковую выработку, комплекс горных выработок с насосными камерами для подачи напорной воды на буровые станки, сбора, транспорта нефти и бурения скважин; инженерные сети электроснабжения, связи и сигнализации, теплоснабжения, паро- и водоснабжения, канализации, снабжения сжатым воздухом; автомобильные дороги и подъезды.

Шахтная разработка нефтяных месторождений осуществляется с помощью очистных, дренажных или комбинированных (включающих очистные и дренажные) систем разработки. При очистной системе нефтенасыщенная порода отбивается (разрушается), как правило, при помощи буровзрывных работ, грузится в забое погрузочными машинами на средства подземного транспорта и через шахтный ствол выдаётся на поверхность, где перерабатывается на специальных установках с выделением нефтяных фракций. При этом возможно комплексное использование сырья, т.к. вмещающие породы продуктивного пласта после выделения нефтяной фракций могут быть использованы как строительный материал, сырьё для химической промышленности и т.п.

При дренажной системе нефть извлекается посредством буровых скважин, пробуренных из предварительно пройденных горных выработок. Применяется в тех случаях, когда природное углеводородное сырьё находится либо в подвижном (текучем) состоянии, либо может быть приведено в такое состояние искусственно — термическим воздействием на продуктивный пласт. Поэтому различают системы природной шахтной (природношахтной) разработки, когда дренажная разработка осуществляется при использовании естественной энергии пласта, и термического шахтной (термошахтной) разработки, когда разработка проводится с воздействием на пласт паром, горячим газом (воздухом), горячей водой и другими теплоносителями.

При наиболее распространённой двухгоризонтной термошахтной разработке (рис. 2) с надпластового горизонта через вертикальные и наклонные нагнетательные скважины закачивают в продуктивный пласт теплоноситель (например, пар), а отбор нефти осуществляют из добывающих скважин, пробуренных из расположенной в пласте добывающей галереи.

Сбор нефти производится в горных выработках, откуда она насосами подаётся на поверхность.

Опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти показывает высокую эффективность применения технологии термошахтной добычи нефти. Конечная нефтеотдача повышается до 50-60% против 4%, достигнутых при природношахтной разработке, и 2% — при разработке скважинами с поверхности Земли, которые работают в естественном режиме.

Кроме того, непосредственный доступ к продуктивному пласту позволяет свести к минимуму потери теплоносителей до внесения их в пласт, осуществить более полное его вскрытие и использование запасов нефти, независимое от погодных условий выполнение всех работ, а также возможность вести разработку залежей нефти под населёнными пунктами, водоёмами, на сильно заболоченной местности. Недостатки шахтной разработки нефтяных месторождений: необходимость пребывания людей под землей, наличие активных газопроявлений, опасности, связанные с наличием газовой шапки, подошвенных или контурных вод, рыхлых пород или плывунов, и т.п.

Перспективными по геолого-техническим условиям для шахтной разработки нефтяных месторождений являются несколько десятков месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в Татарии, Казахстане, Узбекистане, Азербайджане, Грозненской области, Краснодарском крае и др. Имеются также перспективы применения шахтной разработки нефтяных месторождений на залежах тяжёлых нефтей в ряде зарубежных стран — Канаде, Венесуэле, США, Кувейте и др.

Источник

Извлечение тяжелой нефти. Термошахтные системы разработки месторождений

В статье рассмотрены основные термошахтные технологии, описаны их преимущества и недостатки. По результатам моделирования установлен вариант, обеспечивающий наибольшую нефтеотдачу на месторождениях с высоковязкой нефтью.

Ярегское месторождение – месторождение высоковязкой нефти, открытое в 1932 году в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже в 25 километрах к юго-западу от современного города Ухты, относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Ярегское месторождение включает три площади: Ярегскую, Лыаёльскую и Вежавожскую (рис. 1). В промышленной разработке термошахтным методом находится только Ярегская площадь, на Лыаёльской площади проводятся опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий теплового воздействия на пласт с поверхности [2].

РИС. 1. Обзорная карта Ярегского месторождения

На Ярегском месторождении применяются следующие системы разработки: двухгоризонтная, одногоризонтная система с оконтуривающими выработками, одногоризонтная система и подземно-поверхностная. Все применяемые на месторождении варианты разработки отличаются лишь расположением нагнетательных скважин и способом подачи пара в пласт, отбор нефти во всех вариантах осуществляется через систему пологовосходящих cкважин [1].

С использованием гидродинамического симулятора CMG были смоделированы следующие термошахтные технологии разработки месторождений: одногоризонтная, двухгоризонтная, одногоризонтная с оконтуривающим штреком и подземно-поверхностная система. Расположение скважин данных технологий представлены на рис. 2.

РИС 2. Схема подачи пара в пласт при различных термошахтных технологиях

В разработанной модели расположение скважин выглядит следующим образом (рис. 3-6).

РИС. 3. Расположение скважин при одногоризонтной системе

РИС 4. Расположение скважин при подземно-поверхностной системе

РИС. 5. Расположение скважин при двухгоризонтной системе

Рис. 6. Расположение скважин при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком

Фильтрационно-емкостные свойства и параметры сетки модели представлены в таблицах 1-2.

ТАБЛИЦА 1. Фильтрационно-емкостные свойства модели
* естественная и искусственная трещиноватость пласта не учитывалась в модели

Коэффициент проницаемости, Д

Коэффициент пористости, д. е.

Начальная пластовая температура,

Начальное пластовое давление, кПа

Начальная нефтенасыщенность пласта, д.е.

ТАБЛИЦА 2. Параметры сетки модели

Размер модели по X, м

Размер модели по Y, м

Размер модели по Z, м

Размер ячейки по X, м

Размер ячейки по Y, м

Размер ячейки по Z, м

Давление закачки пара:

• Одногоризонтная система. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины

• Подземно-поверхностная система. Давление закачки поверхностной скважины

• Двухгоризонтная система. Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта

• Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками. Давление закачки подземной пологовосходящей скважины . Давление закачки скважин с надпластового туффитового горизонта

Параметры на добывающих скважинах во всех вариантах идентичные:

Время расчета составляет 10 лет.

Распределение температуры для представленных термошахтных технологий на конец моделируемого времени представлены на рисунках 7-10.

РИС. 7. Распределение температуры при одногоризонтной системе

РИС. 8. Распределение температуры при подземно-поверхностной системе

РИС. 9.Распределение температуры при двухгоризонтной системе

РИС. 10. Распределение температуры при одногоризонтной системе с оконтуривающим штреком

На рисунках 11-12 представлено сопоставление технологических показателей (КИН, ПНО) рассматриваемых технологий разработки.

РИС. 11. Сопоставление КИН

РИС. 12. Сопоставление ПНО

В настоящее время наибольшее распространение по площади месторождения имеет одногоризонтная и подземно-поверхностная система.

Ниже дано описание преимуществ и недостатков применяемых систем разработки.

а) Двухгоризонтная система.

• высокий охват пласта разработкой по площади участка;

• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания (не более 0,3 МПа).

• очень большие затраты на горноподготовительные и буровые работы;

• низкий охват нижней части разреза прогревом из-за тенденции пара распространяться вверх и образования песчаных пробок на забое нагнетательных скважин.

б) Одногоризонтная система с оконтуривающими штреками.

• максимальный охват залежи прогревом и нефтеизвлечением по площади и разрезу;

• возможность обеспечить требуемые темпы закачки пара при небольших давлениях нагнетания пара (не более 0,2–0,3 МПа).

• объем горноподготовительных и буровых работ значительно меньше, чем при двухгоризонтной системе.

в) Одногоризонтная система.

• исключаются капитальные затраты на бурение и обустройство поверхностных нагнетательных скважин, а также эксплуатационные затраты на ремонт поверхностных скважин;

• возможность обеспечить оптимальные темпы закачки пара при допустимых давлениях нагнетания (не более 0,5 МПа), исключающих прорывы пара за пределы разрабатываемых участков и в горные выработки;

• высокий охват и нефтеотдача пласта за счет возможности закачки пара в нижний ярус подземных скважин и более полного вовлечения в процесс разработки нижней части продуктивного разреза;

•самое низкое паронефтяное отношение благодаря высокой тепловой эффективности процесса разработки;

• гибкая система регулирования распределения тепла благодаря возможности подачи пара в любую зону пласта в любое время;

• возможность осуществить перевод площадей двухгоризонтной системы на одногоризонтную и тем самым уменьшить затраты на поддержание и проветривание выработок туффитового горизонта.

• необходимость дополнительных затрат на оборудование подземных нагнетательных скважин для снижения тепловыделений в рудничную атмосферу до допустимого уровня;

• наличие в рабочей зоне системы парораспределения.

г) Подземно-поверхностная система.

• улучшение температурного режима в буровых галереях за счет удаления зоны нагнетания пара от галереи.

• необходимость бурения и обустройства большого количества нагнетательных скважин с поверхности, что приводит к увеличению в 2 раза затрат на подготовку площадей по сравнению с одногоризонтной системой;

• ограниченность применения системы на значительных территориях из-за болот, водоемов, жилых и производственных сооружений, охранных зон;

• применение больших давлений нагнетания (до 0,8–1 МПа) неизбежно приводит к прорывам пара через ранее пробуренные скважины в горные выработки надпластового горизонта и их разрушению;

• сложно вовлечь в активную разработку нижнюю половину пласта;

• дополнительные эксплуатационные расходы на освоение и ремонт поверхностных скважин, а также на восстановление разрушенных горных выработок;

• фиксированная система парораспределения не позволяет регулировать процесс разработки и воздействовать на непрогретые зоны пласта;

• недостаточная точность проводки скважин требует бурения дополнительных скважин для установления гидродинамической связи с зонами нагнетания пара [1].

По результатам моделирования необходимо сделать следующие выводы:

Во-первых, рассмотрены основные термошахтные технологии, описаны преимущества и недостатки.

Во-вторых, с помощью программного комплекса CMG (модуль Stars) были смоделированы основные термошахтные технологии.

В-третьих, по результатам моделирования установлено, что наибольшей нефтеотдачей на конец моделируемого времени обладает вариант с двухгоризонтной системой термошахтной разработки. При этом наименьшее паронефтяное отношение оказалось у варианта с одногоризонтной системой с оконтуривающими штреками.

1. Рузин, Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. – Изд. 2-е, пер. и доп. / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 476 с.

2. Рузин, Л. М. Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов [Текст]: учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – 2-е изд., перераб. и доп. – Ухта: УГТУ, 2015. – 166 с.

Источник