Методика расчета технологических показателей термошахтной разработки месторождений высоковязких нефтей Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Таким образом, процесс развития горного производства в горной науки представляет собой цепь проявлений диалектических, закономерностей. Содержание этого процесса включает в себя преодоление старого, отжившего и утверждение нового, накопление положительного опыта и критическую его переработку применительно к изменившиеся условиям разработки. Основываясь на законе отрицания, горная наука должна рассматривать каждый процесс, операцию в технологии добычи полезных ископаемых как звено в обшей цепи поступательного развития горного дела и в соответствии с этим определять пути его преобразования.

Проблемы ФХГ в настоящее время являются фундаментальными для горного дела. От того, насколько успешно это направление будет развиваться в ближайшем будущем (здесь подразумевается широта фронта поиска в плане средств и общественного внимания), зависит развитие научно-технической революции в горном деле. Перспективы дальнейшего прогресса ФХГ и ее место в горной, науке будущего связаны с решением проблемы оптимизации взаимоотношений между человеком и природной средой. ФГХ должна внести определенный вклад в решение этой крупнейшей научной проблемы современности.

-------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зворыкин АА. История горной техники. М., 1940.

2. Зворыкин А.А. Очерки по истории советской горной техники. М.-Л.,1050.

3. Фаерман ЕМ. Развитие отечественной горной науки. М., 1958.

4. Гордеев Д.И. История геологической науки, ч. 1 и ч.2. М., 1972.

5. Мельников Н.В. Горная наука. М., 1964. в. Современное состояние горной науки в СССР. М., 1968.

7. Мельников Н.В. Горные инженера. М., 1970.

8. Ржевский В.В. Горный журнал, 1975, № 7.

9. Агрикола Г. О горном деле и металлургии. Изд-во АН СССР, 1962.

10. Ломоносов М.В. Первые основания металлургии или рудных дел. О слоях земных. СП, 1973.

11. Маркс К., Энгельс Ф. Соч., т. 25.

12. Маркс К., Энгельс Ф. Соч., т. 47.

13. Данилин Г. О сущности НТР. «Вопросы экономики», 1976, № 10.

14. Анучин ВА. Основы природопользования. М., 1968.

15. Материалы ХХУ съезд КПСС. М., 1976.

16. Маркс К., Энгельс Ф. Соч., т. 4.

17. Ленин В.И. Полн. собр. соч., т.26.

18. Горные науки освоение и сохранение Земли. Под ред. К.Н. Трубецкого, М., АГН, 1997.

— Коротко об авторах

Аренс Виктор Жанович — профессор, доктор технических наук, председатель МО ГМС РАЕН.

------Ф

^-------

------------------------------------------ © Ю.П. Коноплев, 2005

УДК 553.068.6 Ю.П. Коноплев

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Семинар № 15

~П первые в СССР шахтная добыча неф-

-Ш-З ти началась в 1939 г. на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 12000— 16000 МПа.с. Попытка добычи скважинами, пробуренными с поверхности позволила извлечь всего 1,7 % нефти от балансовых запасов. Шахтная добыча на естественном режиме истощения пластовой энергии позволила поднять коэффициент нефтеизвлечения в три раза и достичь 4-6 %, но все равно такое нефтеизвле-чение не удовлетворяло шахтеров-нефтяников Яреги.

В 1968 г. начались опытные работы по тепловому воздействию на пласт в условиях шахтной разработки месторождения. Этот метод получил название термошахтный способ добычи нефти.

За счет повышения температуры пласта резко снижается вязкость нефти, что повышает ее подвижность и обеспечивает возможность добычи. Так для Ярегкого месторождения при разогреве пласта от начальной температуры, 68 0С до 100 0С вязкость нефти снижается с 12000-16000 МПа.с до 29,5 МПа.с.

Разработка Ярегского месторождения высоковязкой нефти термошахтным способом показала высокую технологическую эффективность. Коэффициент нефтеизвлечения возрос на порядок и к концу 2002 г. по отработанным площадям достиг 53,2 % при паронефтяном отношении 2,7 т пара на 1 т нефти.

Основной в настоящее время является двухгоризонтная система термошахтной разработки. При этой системе пар закачивается в пласт через подземные нагнетательные скважины, пробуренные из горных выработок, пройденных над пластом, а отбор нефти производится через подземные пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки (галереи) пройденной в подошве пласта. Стоимость строительства подземных скважин невысокая, поэтому пласт вскрывает-

ся плотной сеткой подземных нагнетательных и добывающих скважин.

Поверхность воздействия на пласт теплоносителем и дренирования с помощью подземных скважин на 2-3 порядка превышает аналогичные показатели при разработке месторождения скважинами с поверхности. Этим достигается высокий охват пласта процессами теплового воздействия и дренирования.

Принципиальная схема вскрытия пласта подземными добывающими и нагнетательными скважинами при двухгоризонтной системе представлена на рис. 1.

Применяются также другие системы термошахтной разработки - одногоризонтная, двухярусная, панельная и их комбинация. Все они отличаются друг от друга расположением подземных добывающих и нагнетательных скважин относительно пласта.

Основными силами, обеспечивающими извлечение нефти при термошахтной разработке, являются: гравитация, тепловое расширение и капиллярная пропитка. Режим гидродинамического вытеснения реализуется слабо. Это вызвано плотной сеткой подземных скважин, при которой не образуются устойчивые фронты движения теплоносителя. В связи с малыми расстояниями между скважинами (от 0 до 15 м) и большой разностью вязкостей нефти и теплоносителя, происходят регулярные прорывы пара или горячей воды в добывающие скважины и, соответственно, они не совершают вытесняющего действия на нефть.

Существующие классические модели расчета разработки нефтяных месторождений основаны на продвижении фронтов вытесняющих агентов в пласте. Фильтрация флюидов в пласте, при больших расстоянии

ях между поверхностными скважинами в основном плоско-параллельная или плоскорадиальная. Только в районе забоев поверхностных скважин вертикальная составляющая движения становится заметной.

Рис. 1. Принципиальная схема размещения добываю- При термошахтной разработке фильтрация

щих и нагнетательных скважин и трещин в пласте жидкости в пласте преимущественно верти-

при термошахтной разработке (двухгоризонтная кальная, при этом, как сказано выше, не обра-

система) „ ,

зуются устойчивые фронты движения теплоносителя в пласте, а также не определены расстояния между скважинами. Поэтому применение классических моделей для условий термошахтной разработки затруднительно или невозможно.

В связи с вышесказанным, автором разработана методика расчета технологических показателей термошахтной разработки нефтяных месторождений, основанная на фундаментальных законах движения флюидов в пласте, термодинамики, и математической статистики. Ниже приводится система уравнений, с помощью которой реализуется данная методика.

Qп = Qкр + Qпод + Qпл + Он + Qв + Qвг 2акІске (Рк - Рзаб )

дн =---------^-----------2 ^„(^нс/Упл)

Ин\ь +—1п-

п пЯс

2ак1 ске рк - Рзаб) ( т СТ1 а

Ив \ ь +— 1П_

п пЯс

К^нс/Упл)

где Qп - количество тепла пара, которое идет на нагревание пласта; Qкp, Qпoд - количество тепла, теряемое в окружающее пространство через кровлю и подошву пласта за счет теплопроводности; Qпл, Qн, Qв - количество тепла, идущее на нагревание пород пласта, нефти и воды, находящихся в порах пласта; Qвг -количество тепла, которое идет на нагревание воды, поступившей из водоносноо горизонта; Ян, яв - добыча нефти и воды; а - половина расстояния между добывающими скважинами;

к - абсолютная проницаемость пласта; 1скв -суммарная рабочая длина добывающих скважин в шахтном блоке; Рк - давление на контуре питания; Рзаб - давление на поверхности добывающих скважин; ^н, ^в - динамическая вязкость нефти и воды; Ь - расстояние от контура питания до добывающих скважин; Яс -радиус добывающей скважины;

РнСЭнс/Ущ,), Р„(8„с/Упл) — корректирующие функции для добычи нефти и воды, зависящие от отношения суммарной поверхности работающих нагнетательных скважин (Бнс) к объему пласта (^пл), учитывают охват пласта процессом теплового воздействия.

Первое уравнение системы является уравнением теплового баланса для пласта. Из его решения определяется средняя температура пласта при закачке очередной порции пара.

По второму и третьему уравнениям определяется добыча нефти и воды по блоку. Так как фильтрация жидкости в пласте при системах термошахтной разработки существенно отличается от фильтрации при разработке месторождений с поверхности, то

вводится корректирующая функция.

По методике написана программа для ПЭВМ и создана база статистической информации по отработке шахтных площадей. Результаты расчетов по программе являются основой при прогнозировании и анализе разработки Ярегского месторождения.

Недостатком основной системы термошахтной разработки, двухгоризонтной, является большой объем проходки горных выработок, 240 п.м/га, а также низкие параметры закачиваемого пара, давление не выше 0,5 МПа, что вызвано условиями безопасности ведения работ в нефтешахтах.

В последнее время разработана новая, под-земно-поверх-ностная, система термошахтной разработки. Принципиальным отличием ее от существующих является закачка пара в пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распространение его по пласту с помощью подземных парораспределительных скважин, пробуренных из горных выработок. Добыча нефти осуществляется с помощью подземных добывающих скважин, рис. 2.

Объем проходки горных выработок для подземно-поверхностной системы сократился более чем в 2,5 раза и составляет 92 п.м/га. Подземно-поверхностная система позволила вынести всю систему пароснабжения на поверхность и поднять давление закачиваемого пара до 1,6 МПа, что соответствует температу-

ре насыщенного водяного пара 200 0С. Выше температуру закачиваемого пара поднимать нельзя, так как начинается возгонка нефти Ярегского месторождения в пласте, что недопустимо для условий шахтной разработки.

Расчет технологических показателей термошахтной разработки для подземноповерхностной системы производился по вышеприведенной методике. Анализ расчетных и фактических показателей за первые четыре года разработки показал хорошую сходимость. Расхождение составляет всего 7 %. Это показывает надежность работы методики для различных систем термошахтной разработки.

По подземно-поверхностной системе получены высокие результаты. За четыре года разработки нефтеизвлечение от балансовых запасов термошахтным способом составило 23,2 %, а за последний год 9,8 %, что составляет 22 % от извлекаемых запасов. Это является мировым рекордом по темпам нефтеизвлечения для высоковязких нефтей. В 2003 г. ВНИИнефть разработало проект разработки Ярегского месторождения по подземно-поверхностной системе.

По разработанной методике проведены расчеты для ряда месторождений высоковязких нефтей и природных битумов, расположенных в России и за рубежом. Расчеты показали, что

применение термошахтного способа эффективно для многих месторождений.

Расчеты были посланы в соответствующие компании, которые ведут разработку этих месторождений. Но положительных ответов на возможность сотрудничества не поступило. Это объясняется следующим: нефтяники не имеют опыта работы с шахтами; шахтеры не имеют опыта работы с нефтяным пластом. В связи с этим, несмотря на высокие показатели термошахтной разработки, этот метод в промышленном масштабе применяется в России только на Ярегском месторождении.

С другой стороны, определенную заинтересованность к термошахтной разработке проявляют нефтяники Канады и США, где имеются опытные шахты на месторождениях тяжелой нефти Атабаска и Керн-Ривер.

Чтобы, как обычно, России не оказаться в ближайшем будущем в хвосте применения новых методов добычи нефти необходимо объединить научные силы нефтяников и шахтеров для внедрения термошахтного способа добычи нефти, который может стать основным после выработки запасов легкой нефти.

Доклад подготовлен в соответствии с грантом Т02-04.2-1291 Минобразования РФ «Фундаментальные исследования в области технических наук».

— Коротко об авторах ------------------------------------------------------------------

Коноплев Юрий Петрович - кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидравлики (РЭНГМ и ПГ) Ухтинского государственного технического университета (УГТУ).

------------------------------------ © В.О. Конышев, Е.В. Савостьянов,

Г.Н. Власов, 2005

УДК 533.43., 622.12

В.О. Конышев, Е.В. Савостьянов, Г.Н. Власов

ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ЗОЛОТЫХ РУД КРУПНООБЪЕМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ФЕДОРОВСКОЕ-1

Семинар № 15