CC BY
54
УДК 550.43
ПРИРОДООХРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЯЗКОЙ НЕФТИ
Е.В. Чекушина
Кафедра горного и нефтяного дела Российский университет дружбы народов,
Ул. Миклухо-Маклая, 6, /17198 Москва, Россия
Рассмотрены технологии добычи вязкой нефти на Ярегском нефтетитановом месторождении. Особое внимание уделено природоохранным технологиям.
Рациональным способом разработки тяжелых нефтей и битумов в Ярегском месторождении (Республика Коми) стала шахтная дренажно-скважинная система с тепловым воздействием на пласт (начатая в 1939 г.), заключающаяся в сооружении шахтного ствола, из которого в зоне продуктивного пласта разбуривается система горизонтальных и пологовосходящих скважин в любом радиальном направлении.
В 1968 г. начались опытные работы по тепловому воздействию на пласт в условиях шахтной разработки месторождения. Этот метод получил название термошахтного способа добычи нефти.
При шахтном способе добычи для теплового воздействия используются подземные выработки и скважины, различным образом ориентированные в продуктивном пласте и пробуренные с различной плотностью.
Основные преимущества подземного способа — высокая скорость прогрева пласта при сравнительно небольших давлениях нагнетания теплоносителя, широкий охват неоднородного трещиноватого пласта нагревом и достаточно высокий темп отбора нефти.
Вскрытие и подготовка месторождения к эксплуатации включает проходку не менее двух шахтных стволов (подъемный и вентиляционный), околоствольных выработок с центральными технологическими камерами, подготовительных горных выработок (этажных и полевых штреков, уклонов, галерей и участковых технологических камер). Необходимо также бурение пароподающих, нагнетательных и добывающих скважин.
Пар транспортируется с поверхности в шахту через специальные пароподающие скважины и затем подается по подземным паропроводам к нагнетательным скважинам.
Шахтное поле разбивается на уклонные блоки, которые являются основными элементами разработки. От главных этажных штреков в центр уклонного блока до подошвы пласта проходят уклон и ходок, которые заканчиваются галереей. Из галереи по продуктивному пласту бурят добывающие пологовосходящие
скважины веерообразными рядами с расстоянием между забоями 15-20 м и длиной до 250 м. Выше продуктивного пласта на 10-20 м (в туффитовом горизонте) между этажными штреками проходят параллельные полевые штреки с буровыми камерами, из которых бурят нагнетательные скважины, в среднем 30 скважин на 104 м2 площади. Во все нагнетательные скважины непрерывно производят площадное нагнетание пара с давлением 0,2-0,3 МПа, затем темп закачки снижают с переходом на циклическую закачку в отдельные группы скважин. На поздней стадии разработки в пласт нагнетают попутно добываемую воду.
К шахтному способу добычи нефти предъявляют следующие требования:
- небольшая глубина залегания пласта (не более 600 м);
- в нефти не должны присутствовать легкие фракции;
- в попутном газе не должно присутствовать большое количество тяжелых углеводородов и других вредных компонентов;
- вмещающие нефть породы должны быть устойчивыми;
- пластовое давление должно быть невысоким;
- газовый фактор должен быть незначительным.
Шахтный способ добычи высоковязкой нефти имеет следующие недостатки: большой объем горнопроходческих и буровых работ, значительные затраты на поддержание и вентиляцию горных выработок, большие потери тепла на нагревание вмещающих пород и рудничной атмосферы, приводящие к снижению тепловой эффективности процесса и нарушению теплового режима в горных выработках, сложность контроля и регулирования процесса из-за большого числа скважин.
Вместе с тем шахтный способ относят к одному из эффективных средств для увеличения нефтеотдачи неглубоко залегающих, энергетически истощенных пластов, содержащих высоковязкую нефть и подвижные битумы.
Опытные работы по закачке в пласт пара, начатые в 1968 г., показали, что при нагревании до 100 °С вязкость снижается в 500 раз (от 15000 до 30 МПа-с) при увеличении нефтеотдачи до 40% и более.
За счет повышения температуры пласта резко снижается вязкость нефти, что повышает ее подвижность и обеспечивает возможность добычи. Так, для Ярег-ского месторождения при разогреве пласта от начальной температуры, 6-8 °С до 100 °С вязкость нефти снижается с 12000-16000 МПа с до 29,5 МПас.
Основными силами, обеспечивающими извлечение нефти при термошахтной разработке, являются гравитация, тепловое расширение и капиллярная пропитка.
Режим гидродинамического вытеснения реализуется в незначительной мере. 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.
Опыт теплового воздействия на нефтяные пласты показал, что методы повышения нефтеотдачи наиболее эффективны применительно к высоковязким нефтям, так как при увеличении температуры снижается вязкость нефти и она приобретает свойства ньютоновской жидкости. При обычных температурах высоко-
вязкие тяжелые нефти не подчиняются законам Ньютона, характеризуются малой газонасыщенностью, значительным окислением, а также относительно неглубоким залеганием продуктивных горизонтов, рыхлостью нефтесодержащего коллектора.
Термошахтная разработка применяется на Яреге с 1968 г. на площадях, отработанных ранее шахтным способом на естественном режиме. За 35 лет этой разработки с общей площади 5,7 км2 было добыто более 13 млн т нефти.
С учетом специфики шахтных условий в 1968 г. на месторождении использовали паротепловой способ воздействия на пласт. За короткий срок был выполнен значительный объем опытно-промышленных работ, который позволил в 1973 г. полностью перейти на разработку этого месторождения тепловыми методами.
К 1985 г. под тепловым воздействием находился участок залежи площадью 225 га с 15 уклонными блоками, в которых действовали 4192 добычные (дренажные) и 1795 паронагнетательных скважин.
В результате было добыто 3,2 млн т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,27, а на двух участках (работавших в течение восьми лет) этот показатель превысил 0,5.
В пласт нагнетается до 3,3 тыс. т пара в сутки при суточной добыче 1,2 тыс т нефти, среднем уровне паронефтяного фактора (удельного расхода пара) 2,74 т/т, хотя на отдельных участках этот показатель снижался до 2,2 т/т.
Коэффициент нефтеизвлечения по отработанным площадям достиг в среднем 53,2%, а по отдельным участкам превысил 70% при паронефтяном отношении 2,7 т/т.
Средний коэффициент нефтеизвлечения на площади теплового воздействия, включая участки термошахтной разработки, недавно введенные в освоение, превысил 40,8% с учетом разработки на естественном режиме.
Проведенный анализ работы фонда скважин и систем термошахтной разработки Ярегского месторождения показывает высокую эффективность применения горизонтальных, пологонаклонных и восстающих скважин при термошахтной разработке, в частности отмечается высокая эффективность применения подземно-поверхностной системы, в которой используются вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности земли, и добывающие горизонтальные и восстающие скважины, пробуренные из размещённых в нижней части пласта горных выработок.
За десять лет эксплуатации уклонного блока нефтеотдача на площади 17,6 га достигла 40%. Ее прирост за счет закачки пара составил 35% при удельном расходе пара 2,2 т/т.
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 I т нефти.
О высокой эффективности этой технологии свидетельствует достигнутая на Ярегском месторождении величина нефтеотдачи составляет 55-60%. В итоге при термошахтной технологии нефтеотдача оказалась выше в 30 раз (по сравнению со скважинным способом разработки месторождения с поверхности земли) и в 10-15 раз (по сравнению с шахтным методом на естественном режиме без паротеплового воздействия).
Себестоимость добычи нефти термошахтным методом на Ярегском месторождении почти в два раза ниже себестоимости добычи паротепловым воздействием через скважины с поверхности земли. Удельный расход пара при термошахтной технологии добычи нефти в 2,75 раза ниже, а нефтеотдача в 1,5-1,6 раза выше.
Многолетний промышленный опыт показал, что при термошахтном способе добычи тяжелой нефти ее себестоимость может составлять 75-100 долл./т, обеспечивая рентабельность производства.
В Ухте на шахте № 3 работает крупная котельная, производящая 264 тыс. т пара для термошахтной добычи тяжелой нефти за счет сжигания природного газа.
В Санкт-Петербургском горном институте с участием Станфордского университета США был запатентован способ получения технологического пара за счет сжигания в пласте потерянной нефти (патент РФ 2023145 от 15.11.1994), который обходится втрое дешевле, чем пар от котельной.
NATURE PROTECTION TECHNOLOGIES OF DEVELOPMENT OF DEPOSITS OF VISCOUS OIL
E.V. Chekushina
The Department of Mining and Oil Business Peoples’ Friendship University of Russia Miklukho-Maklay st., 6, 1 ¡7198 Moscow, Russia
Technologies of extraction of viscous oil on Yareg’s a petrotitanic deposit are considered (examined). The special attention is given to nature protection technologies.
Чекушина Елена Владимировна, магистр, лауреат премии Правительства г. Москвы в области наук и технологий в сфере образования (2003, 2004, 2005 гг.), автор 30 публикаций по геотехнологии и охране окружающей среды.
