Разработка Ярегского месторождения

Таблица 1.5 - Физико-химические свойства пластовой воды III пласта

Пласт (горизонт)	Вязкость в пласт. условиях, мПа×с	Плотность в пласт. условиях, г/см3	Содержание, мг/л						Общая минера-лизация, мг/л	рН
			Cl-	SO42-	HCO3-	Ca2+	Mg2+	Na++K+
D2st+D3pš	1,1	1,0186	15932	2,5	292,3	1200	419,5	8309	26282	7,5

 

Тип воды – хлор-кальциевый, группа воды – хлоридная, подгруппа  – натриевая.

Только в  свободной части структуры на нефтешахте №3 встречаются воды гидрокарбонатного-натриевого и хлормагниевого типов. Плотность  в зависимости от минерализации  колеблется от 1,01 до 1,02 г/см³ .

Воды, как правило, содержат растворенный газ. Растворимость  газа в ней 0,5 м³/м³.

 

 

 

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЯРЕГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1. Основные этапы проектирования разработки месторождения

9 июня 1937 года была заложена первая  нефтяная шахта. С вводом ее  в эксплуатацию в 1939 году была  начата шахтная разработка Ярегского  месторождения в промышленном  масштабе на естественном режиме. Весь период шахтной разработки  на естественном режиме можно  разделить на два этапа, которым  свойственны две системы разработки. На первом этапе с 1939 года  по 1954 год разработка центральной  части месторождения осуществлялась  по ухтинской системе на площади  11,9 км², на втором этапе с 1953 года по 1972 год периферийная часть – по уклонно-скважинной системе на площади 26,5 км².

Опытные работы по закачке пара в пласт  в шахтных условиях на Ярегском месторождении  были начаты в середине 1968 года, когда  шахтная разработка месторождения  на естественном режиме находилась в  завершающей стадии, а нефтеотдача  на отработанных площадях составляла всего около 5 %.

Для определения  целесообразности и экономической  эффективности вторичной разработки Ярегского месторождения термошахтным методом в 1979 году было составлено ТЭО  доразработки площадей Ярегского месторождения, ранее отработанных шахтным способом, которое предусматривало увеличение добычи нефти на месторождении до 1,6 млн. т. в год.

В соответствии с данным ТЭО каждое из существовавших тогда трех шахтных полей должно было делиться на два самостоятельных, отрабатываемых отдельными нефтяными  шахтами, т.е. предусматривалось провести реконструкцию производственных мощностей  трех существующих нефтяных шахт и  построить три новые нефтяные шахты.

В первую очередь строительства намечалось построить нефтяную шахту 2-бис с  проектной производительностью 300 тыс. т нефти в год, во вторую очередь  планировалось реконструировать нефтяную шахту 2 на производительность  150 тыс. т нефти в год.

В 1980 году была составлена технологическая схема  термошахтной разработки шахтного поля 2-бис, а в 1983 году разработан и утвержден проект обустройства и начато строительство нефтешахты 2-бис на указанную выше производительность 300 тыс. т в год, однако из-за отсутствия инвестиций стройка в 1990 году была законсервирована.

В 2002 году была принята технологическая схема  термошахтной разработки центральной  части шахтного поля 2-бис Ярегского  месторождения на  уровень добычи нефти 300 тыс. т в год.

Технологическая схема разработки первого шахтного поля Ярегского месторождения термошахтным методом была составлена в 1983 году. В 1988 году завершена реконструкция  НШ-1 с проектной производительностью 250 тыс. т нефти в год. В 1990 году на этой шахте добыча нефти достигла 256 тыс. т.

В 1981 году была составлена технологическая схема  термошахтной разработки второго шахтного поля Ярегского месторождения, а  в 1982 году - технологическая схема  реконструкции нефтешахты 2, предусматривающая  замену вентиляторной установки, которая  позволяет обеспечить производительность нефтешахты 150 тыс. т.

В 1984 году была составлена технологическая схема  разработки третьего шахтного поля на нефть и титан, предусматривающая  разработку его двумя самостоятельными шахтами 3 и 3-бис. Реконструкция нефтешахты 3 должна обеспечить рост добычи нефти  до 250 тыс. т в год.

Освоение  запасов нефти шахтных полей 1, 2 и 3 велось в соответствии с технологическими схемами с применением двухгоризонтной  системы термошахтной разработки.

Добыча  нефти осуществляется тремя нефтяными  шахтами. Разработка месторождения  осуществляется поэлементно. На 01.01.2006 г. отработанно 26 элементов (участков) с общей площадью 3475 тыс. м². Средний коэффициент извлечения нефти по этим участкам составляет 0,54.

В 2003 году составлен Проект разработки Ярегского  нефтяного месторождения. Основной системой разработки шахтных полей, заложенных в проектные документы, была двухгоризонтная система.

Основные  положения принятые в проекте:

- вскрытие  и разработка осуществляется  традиционными уклонными блоками  средней площадью 15х10⁴ м²;

- для  промышленного внедрения принимается  подземно-поверхностная система  термошахтной разработки, предусматривающая  закачку пара в пласт через  вертикальные скважины, пробуренные  с поверхности земли в периферийные  части блока, а добычу жидкости  из добывающих скважин, пробуренных  из буровой галереи, расположенной  в нижней части пласта;

- годовая  добыча нефти – 510 тыс. т  начиная с 2008 года;

- удельный  расход пара – 2,42 т/т;

- коэффициент  извлечения нефти на всей площади  лицензионного участка с учетом  показателей, достигнутых на отработанных  участках – 0,473;

- срок  отработки отдельного уклонного  блока от 10 до 11 лет;

Наряду  с внедрением на вновь обустраиваемых блоках по подземно-поверхностной системе  проект предусматривает доразработку эксплуатируемых на начало реализации проекта блоков по имеющимся системам.

На 01.01.2006 г. из 15 отработанных участков на шахтных  полях  №1 и №3 на 13-ти участках КИН  превысил утвержденное значение (термошахтный способ-0,45) и составил в среднем 0,61. А на шахтном поле №2 из 11 участков превысили утвержденное значение (0,351)  7 участков со средним КИН – 0,58.

Полученный  опыт 30-летней промышленной добычи нефти  послужил основанием для пересмотра ранее утвержденных коэффициентов  извлечения нефти при разработке Ярегского месторождения термошахтным способом, что является целью данной работы.

2. Характеристика текущего состояния разработки

В границах горного отвода трех нефтешахт с  начала термошахтной разработки на 01.01.08 г. было введено в эксплуатацию 57 добычных блоков  общей площадью 7149,5 тыс.м² с начальными геологическими  запасами нефти 43327,7 тыс.т. Эксплуатационным участком принято считать участок залежи, дренируемый добывающими скважинами из одной буровой галереи, обустроенный по определенной системе разработки и имеющий обособленную систему подачи пара в пласт, позволяющую вести учет закачиваемого пара отдельно по этому участку. Вводом блока (участка) в эксплуатацию считается начало подачи пара в нагнетательные скважины уклонного блока.

Все 57 уклонных блоков (участков) по стадии разработки  разделены на три категории: отработанные блоки, блоки в завершающей стадии и блоки в тепловой разработке.

Отработанные блоки – это  блоки, на которых полностью завершена  добыча нефти. На них демонтировано  оборудование, добычные галереи и  выработки туффитового горизонта  закрыты изолирующими бетонными  перемычками. На этих блоках могут проводиться  эпизодические отборы нефти, что  учитывается в геологических  отчетах. На 01.01.08 г.  в целом по лицензионной площади полностью  отработано 18 блоков общей площадью 2571 тыс. м² с начальными геологическими запасами нефти 13635,1 тыс. т. На этих блоках добыто 7,033 млн. т нефти, в том числе термошахтным способом – 6,393 млн.т., накопленная нефтеотдача с учетом добычи нефти на естественном режиме составила   52 %. В июне 2007 г. закрыт уклонный блок 2Т-4 НШ-2, эксплуатация которого, в последнее время велась на гравитационном режиме.

Блоки в завершающей стадии разработки –это блоки, в которые прекращена закачка пара, а добыча ведется  на гравитационном режиме. Как правило, на этих блоках накопленная нефтеотдача  превышает проектную при текущей  среднесуточной добыче нефти – от 1 до 2 т/га.

 На 01.01.08 г. в целом по трем  шахтным полям без закачки  пара эксплуатировалось 12 блоков  площадью 1241 тыс. м². В 2007 г. к этой категории отнесены блоки ВЭУ-3 панель и 3Т-1 одногоризонтный (НШ-3), на которых была прекращена закачка пара в течение года. По блоку 3Т-1одногор. накопленная нефтеотдача составила на конец года 44,2 %. Предполагается, что проектной нефтеотдачи блок достигнет на гравитационном режиме.

 Средняя накопленная нефтеотдача  на блоках завершающей стадии  составляет 56,0 %. В 2007 г. уклонный блок 345 юг числился в категории «в завершающей стадии», хотя  до проектной нефтеотдачи он не отработан и нефтеотдача составляет 37,1 %. В течение 2007 года здесь не было закачки пара. Для ускорения темпов отбора нефти по блокам 345 юг и ЭУ-3 сев. одногоризонтный в 2004-2005 годах были пройдены и разбурены выработки туффитового горизонта ВСПрШ- IV эт. бис, 431 п.ш. бис, 435 п.ш. бис, СОШ-4бис и 443 п. ш. бис. Однако вся паронагнетательная сеть этих выработок в течение 2007 года не была подключена под закачку пара. По этой причине закачки пара на площади блока 345 юг не велось. Из 12 блоков, эксплуатирующихся на гравитационном режиме кроме блока 345 юг еще один блок - Юг-2 нефтешахты  №1  не достиг проектной нефтеотдачи в 45 %. В уклонном блоке Юг-2 закачка пара прекращена с июля 2001 г. в связи с проходкой панели Юг-2 ^бис. На 01.2008 г. нефтеотдача по блоку составляет 42,3 %.  В настоящее время добыча нефти осуществляется скважинами, пробуренными с откаточного штрека Южного уклона. Возобновление закачки пара не планируется. Проектная нефтеотдача будет достигнута  за счет добычи нефти на гравитационном режиме, а температура пласта будет частично поддерживаться за счет закачки пара на соседних участках Юг-II^бис и Юг-1.

Блоки в тепловой разработке –  это блоки, на которых ведется  одновременная закачка пара и  отбор нефти. По состоянию на 01.01.08 г. суммарно на всех трех шахтах в тепловой обработке находилось 28 уклонных блоков. Общая площадь этих блоков составляет 3337,5 тыс. м².Текущая нефтеотдача на этой площади - 26,2 %. В течение 2007 г. введен в разработку уклонный блок 4Т-4 (НШ-3) площадью 17,3 тыс. м².

С 2005 года добыча нефти опережает проектную  величину и в 2007 год превышение составляет 13,2 %. Увеличение добычи нефти объясняется  тем, что введено с опережением  проекта  пять уклонных блоков: Юг-2 бис, 345 П-1, 345П2 (НШ-1), 1Т-3 (НШ-2), 4Т-4 (НШ-3). На этих блоках за 2007 год добыто 120,9 тыс. т нефти сверх уровня установленного проектом. Кроме того, в 2007 г. велась эксплуатация на гравитационном режиме блоков, которые, согласно проекта, должны быть выведены из разработки. Таких  блоков 12, добыча по ним в 2007 г. составила 33, 8 тыс. т.

Одновременно  с увеличением добычи нефти наблюдается  снижение удельного расхода пара. Так за 2007 г. проектом предусмотрен удельный расход пара 2,69 т/т, фактически этот показатель составил 2,4 т/т. Это  объясняется двумя фактами. Во-первых, около 6% нефти добыто без закачки  пара на блоках эксплуатирующихся на гравитационном режиме, во-вторых, на уклонном блоке 1Т-1 НШ-3 добыча за год составила 81,2 тыс.т (44 % добычи НШ-3), при этом здесь  было закачано 152,1 тыс. т пара (38,4% годового объема закачки пара НШ-3), текущий  удельный расход пара составляет 1,87 т/т, что почти в два раза ниже проектного показателя. За счет этого в целом  по предприятию получен положительный  технологический эффект в виде снижения удельного расхода пара на 0,29 т/т.

Высокие технологические показатели по блоку 1Т-1  можно объяснить большой  толщиной (до 46 м) и хорошими коллекторскими свойствами нефтяного пласта. Кроме того, на данном блоке бурение подземных добывающих скважин в секторе подземно-поверхностной системы осуществлялась с контролем направления ствола инклинометром АГКСП -73 «Ярега». Это позволило проложить все запланированные скважины в объеме нефтяного пласта и создать, тем самым, эффективный дренаж.

Фактический фонд добывающих скважин на конец 2007 г. составил 5938 шт., проектный показатель – 8104 шт. Столь значительное расхождение  объясняется тем, что в процессе разработки добывающих скважин с  нулевыми дебитами выводятся из эксплуатации. Кроме того, согласно проекта в 2007 г. в разработке должны находиться блоки 317 (НШ-1) и 1Т-1 (НШ-2), разрабатываемые  по двухгоризонтной системе. Фактически эти блоки выведены из эксплуатации. Блок 317 в 2003 г., блок 1Т-1 в 2005 г. Одновременно с блоками выведены из эксплуатации  и все добывающие скважины.