Разработка Ярегского месторождения

В соответствие с проектом на лицензионном участке  осуществляется постепенный переход  на подземно-поверхностную систему  разработки. В 2008 году  введён в тепловую разработку уклонный блок 4Т-4 (НШ-3) общей  площадью 17.3 га. Подготавливается к разработке уклонный блок  2Т-1. В 2008 году планируется частичный ввод этой площади в прогрев.

Накопленная добыча нефти на 01.01.2008 г. Составила 18808 тыс. т, в том числе термошахтным способом –  15623,3 тыс.т и на естественном режиме  – 3185 тыс.т. С начала термошахтной разработки закачано в пласт более 40,9  млн.т пара. Накопленное паронефтяное отношение за весь период термошахтной разработки  – 2,62 т/т, прирост нефтеотдачи  за счет термошахтной технологии на разрабатываемой  площади составил 33,8 %, нефтеотдача  с учетом добычи нефти на естественном режиме  составляет 22,7 .

 

3. Анализ текущего состояния объектов

Каждая шахта представляет собой  самостоятельную нефтедобывающую  единицу, внутри которой осуществляется весь комплекс мер по эксплуатации залежи: проходка горных выработок, бурение, монтаж технологического оборудования, добыча, подготовка и перекачка нефти, ликвидации отработанных блоков. Каждая шахта имеет обособленную систему  вентиляции горных выработок, тепловодоэнергоснабжения и откачки попутной воды. Для каждой шахты определен горный отвод  в границах, которого, ведется отработка  пласта III D_2st+D_3ps. Границы горных отводов отделены друг от друга 20-ти метровым охранным целиком, что исключает влияние смежных шахтных полей друг на друга.  Каждое шахтное поле на начало 2008 г. имеет разные коэффициенты извлечения: НШ-1-22,6%, НШ-2 – 36%, НШ-3 – 16,9%. Поэтому каждое шахтное поле рассматривается как отдельный объект разработки.

В свою очередь, шахтное поле отрабатывается уклонными блоками, каждый из которых  является отдельным объектом разработки внутри шахтного поля. При фактической  отработке блоков ввиду высокой  вязкости нефти гидродинамическое  влияние соседних блоков друг на друга  незначительно. По каждому блоку  рассчитываются проектные технологические  показатели, задается проектный фонд нагнетательных и добывающих скважин, ведется учет закачанного пара и  добытой нефти. Поэтому при ведении  авторского надзора за реализацией  проектного документа каждый уклонный блок рассматривается отдельно.

1. Шахтное поле 2

На начало 2008 г.  с использованием тепла отрабатывалось 5 блоков, общей площадью 1012  тыс. кв. м и геологическими запасами 4146,3 тыс.т. Согласно проекту в 2007 г. должно эксплуатироваться так же 5 блоков, в том числе бок 1Т-1. Этот блок закрыт в 2005 г. и вместо него введен с опережением графика блок 1Т-3.

Блок 1Т-3 будет эксплуатироваться  по подземно-поверхностной системе. Здесь на площади 14,8 га пробурено 12 нагнетательных скважин с поверхности и 63 добывающих и парораспределительных подземных скважины. При первой подаче пара в скв. № 641 и 642 наблюдались прорывы пара в старые выработки туффитового горизонта. Для изоляции прямых прорывов в октябре 2006 года в скв. № 641 и 642 был закачан раствор ГДНС (гелеобразующая дисперстно-наполненная система) в объеме 2-х куб. метров и бентонитовый раствор с добавлением полиакриломида в объеме 4-х куб. метров в каждую скважину с последующим продавливанием реагентов пресной водой. Видимого, резко выраженного в дебитах нефти, эффекта от закачки вышеупомянутых реагентов не наблюдалось.

В 2007 году прорывы пара в старые полевые штреки и далее в действующие  выработки появились от скв. №644. Здесь была проведена изоляция высокопроницаемых  зон фильтрации с использованием ГАЛКА-ПАВ. Видимого эффекта в ликвидации прорывов пара или в изменении  добычи нефти после изоляции замечено не было.

В 2007 г. закрыт уклонный блок 2Т-4 с коэффициентом  извлечения 0,493. Из всех отработанных блоков наибольший коэффициент нефтеизвлечения (79,2 %) достигнут на уклонном блоке 1 бис, где применялась одногоризонтная  система разработки  с оконтуривающим штреком, обеспечивающая по сравнению  с другими системами, более полный охват пласта тепловым воздействием. Данная система разработки обеспечила и более низкий, по сравнению со всеми  закрытыми блоками, удельный расход пара  (2,28 т/т). Высокий КИН  обусловлен главным образом высоким  объемом закачанного пара (1,3 Vпор) и длительным периодом эксплуатации (21 год).

За 2007 год  на площадях тепловой отработки  добыто 129,8 тыс. т нефти и 1,1 тыс. т  на блоке 2Т-4, эксплуатируемого на гравитационном режиме. Темп отбора в целом по шахте  составил 2,6 % от балансовых запасов  разрабатываемых блоков, закачано 332,1 тыс. т пара. Удельный расход пара на площади, находящейся в прогреве за год составил 2,6 т/т.

В целом по шахтному полю 2 дополнительно  от проектного уровня добыто 5,9 тыс. т, закачано пара на 28 тыс. т меньше проектного. Превышение фактических показателей  над проектными обеспечено в основном двумя блоками 1Т-2 и 2Т-3. Суммарная  добыча по этим блокам превышает проектную  на 16,0 тыс. т. при почти одинаковом объеме закачанного пара. В то же время по уклонному блоку 3Т-1 фактическая  закачка пара ниже проектной на 74,6 тыс. т (33,5  тыс. т и 108,0 тыс. т соответственно).

4. Термошахтная добыча нефти

Одногоризонтная система. При данной системе прогрев продуктивного пласта и отбор нефти осуществляется через систему пологонаклонных, восстающих и горизонтальных скважин, пробуренных из пройденной в нижней части продуктивного пласта рабочей галереи. Пар подают через систему нагнетательных скважин, расположенных от устья до забоя в нефтеносном пласте.

Двухгоризонтная система. При двухгоризонтной системе пар закачивается через кусты нагнетательных скважин, пробуренных из горных выработок (полевых штреков), пройденных на 10÷30 м выше кровли пласта, а добыча нефти ведется добывающими скважинами, пробуренными из горной выработки, пройденной в подошве нефтеносной части пласта.

Подземно-поверхностная система. Сущность системы заключается в следующем: закачка пара осуществляется через вертикальные скважины, пробуренные с поверхности земли по контуру разрабатываемого уклонного блока, а добыча нефти производится подземными добывающими скважинами, пробуренными из галереи. Для равномерного прогрева пласта из галереи бурятся парораспределительные скважины.

Процесс термошахтной разработки условно можно разбить  на три стадии:

1. Разогрев пласта. На этой стадии требуется как можно более быстрыми темпами произвести разогрев пласта до температуры начала фильтрации нефти. Для Ярегского месторождения это 40÷500⁰С. При прорыве теплоносителя в добывающие скважины эти скважины закрываются. Темпы закачки пара не снижаются.

2. Интенсивный отбор нефти. На этой стадии пласт достаточно разогрет. темпы добычи нефти высокие. При прорыве теплоносителя в добывающие скважины закрываются нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв. Температура пласта повышается от температуры начала фильтрации до оптимальной. Для условий Ярегского месторождения она определяется в 70÷800⁰С. Для более равномерного разогрева пласта и вытеснения нефти периодически закачивается холодная или горячая вода. При закачке вода сначала распространяется по путям фильтрации теплоносителя и нефти по поровому пространству, свободному от нефти. Эти пути имеют более высокую температуру по сравнению с остальным пластом и вода, проходя по ним нагревается и переносит тепло в другие части пласта.

3. Доразработка пласта. На этой стадии основная нефть из пласта добыта, но в пласте остаются слабо разработанные участки. Закачка теплоносителя ведется в нагнетательные скважины, связанные с этими участками. Для уменьшения продвижения теплоносителя по высокопроницаемым зонам в пласт закачиваются вязкоупругие теплоносители, основанные на пенных или набухающих системах, которые закупоривают высокопроницаемые зоны и тем самым препятствуют движению теплоносителя по ним.

Окончание разработки блока определяется достижением  утвержденного коэффициента нефтеизвлечения  или пределом рентабельности добычи нефти и достижением экономически допустимого предельного уровня добычи нефти. Экономически допустимый предельный уровень добычи нефти  для каждого конкретного уклонного  блока, находящегося в завершающей  стадии разработки, определяется расчетным  путем и обуславливается следующими факторами:

- состоянием  горных выработок, обеспечивающих  нормальную эксплуатацию уклонного  блока;

- состоянием  стволов и устьевой арматуры  добывающих и нагнетательных  скважин;

- условиями  проветривания; 

- величиной  текущего и накопленного расхода  пара, воды и химреагентов на 1т  нефти;

- максимально  допустимой обводненностью продукции  добывающих скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. анализ результатов замеров на уклонах «15 бис» и «1 бис» ярегского месторождения

Мною  были получены журналы с результатами замеров на уклонах «15 бис» и «1 бис» Ярегского месторождения за период с июля 1988г. по октябрь 1988г. Замеры проводились по следующим параметрам: дебит нефти, воды и показатели температуры. Данные были переведены в электронный вид для дальнейшей обработки. Значения дебитов воды и нефти были переведены в тонны, также я расположил результаты замеров за каждый месяц в порядке возрастания. По полученным результатам были построены гистограммы, показывающие уровень добычи нефти и воды, а также показатели температуры во всех скважинах обоих уклонов за каждый месяц. Гистограммы приведены в приложении 1 и 2.

Скважины были рассортированы по величине их дебита воды и нефти на 3 группы: высокодебитные, среднедебитные, низкодебитные. Для нефти заданы следующие границы: для высокодебитных Q>40т; для средне 15<Q<39т; для низко Q<15т. Для воды границы соответственно: Q>150т; 50<Q<149т; Q<50т. Также было определено процентное соотношение количества скважин каждой группы от общего числа скважин уклона. Полученные результаты занесены в сводные таблицы, которые приведены ниже.

Таблица 3.1 - Процентное соотношение скважин  по группам по уклону "15бис"

		Добыча нефти			Добыча воды
		выс.(>40т)	сред.(15-39т)	низ.(<15т)	выс.(>150т)	сред.(50-149т)	низ.(<50т)
Июль	кол-во скв.	16	45	145	6	11	189
	кол-во скв.,%	7,7	21,8	70,4	2,9	5,3	91,7
Август	кол-во скв.	12	45	149	6	5	195
	кол-во скв.,%	5,8	21,8	72,3	2,9	2,4	94,6
Сентябрь	кол-во скв.	12	42	152	5	6	195
	кол-во скв.,%	5,8	20,4	73,8	2,4	2,9	94,6
Октябрь	кол-во скв.	15	39	152	6	4	196
	кол-во скв.,%	7,3	18,9	73,8	2,9	1,9	95,1

Таблица 3.2 - Процентное соотношение скважин  по группам по уклону "1бис"

			Добыча нефти		Добыча воды
		выс.(>40т)	сред.(15-39т)	низ.(<15т)	выс.(>150т)	сред.(50-149т)	низ.(<50т)
Июль	кол-во скв.	13	21	241	8	13	254
	кол-во скв.,%	4,7	7,6	87,6	2,9	4,7	92,4

 

Продолжение таблицы 3.2

Август	кол-во скв.	13	27	235	11	16	248
	кол-во скв.,%	4,7	9,8	85,5	4,0	5,8	90,2
Сентябрь	кол-во скв.	11	25	239	12	20	243
	кол-во скв.,%	4,0	9,1	86,9	4,4	7,3	88,4
Октябрь	кол-во скв.	10	40	225	8	22	245
	кол-во скв.,%	3,6	14,5	81,8	2,9	8,0	89,1

На основании данных можно определить номера высокодебитных скважин, которые  работают стабильно на протяжении всего  периода. Для уклона "15 бис" это  скважины: №45, 46, 51, 59, 65, 151, 164. Для уклона "1 бис" следующие скважины: №5, 11, 94, 138, 199, 201, 222. В целом уклон "15 бис" является более продуктивным, нежели "1 бис". Также можно сказать, что большинство скважин (около 80%) являются низкодебитными.