Литература по нефтяной
и газовой промышленности

Характеристика опытно промышленного участка

Новая система разработки Ярегского месторождения осуществляет­ся по "Способу вторичной разработки месторождения высоковязкой неф­ти".

Способ предусматривает обеспечение высокого охвата тепловым воздействием и нефтеотдачи пласта за счёт вторичной разработки пла­ста с использованием ранее пробуренных при шахтной разработке на естественном режиме подземных скважин для прогрева пласта и отбора из него нефти.

Сущность нового способа разработки заключается в том, что с поверхности бурятся скважины, забои которых располагаются в районе забоев подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи. Кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока (в подземную галерею), которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимального рентабельного уровня: в дальнейшем циклы за­качки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в галерее до 90 С осуществляют закачку через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть остальными скважинами с поверхности до максимально допустимой обводнённости.

Уклоно-скважинная система

Рис. 1 - Уклоно-скважинная система 

На рисунке 1 дана схема разработки шахтным способом участка (блока) 1 продуктивного пласта III Ярегского месторорождения на есте­ственном режиме истощения подземными пологонисходящими скважинами 3, называемую уклонно-скважинной системой. Из подземной галереи 4, расположенной в верхней части продуктивного пласта 2, были пробуре­ны. несколько ярусов пологонисходящих скважин 3 длиной до 250 м.

Через скважины 3 под давлением растворённого газа в галерею 4 вы­теснялась нефть, которая собиралась в ёмкости галереи и насосами откачивалась в подземные нефтесборники, а затем на поверхность. При такой технологии конечная нефтеотдача пласта составляла менее 6 %, что обусловлено высокой вязкостью нефти. Как показала практи­ка, наиболее эффективным способом, позволяющим в несколько раз по­высить нефтеотдачу, является снижение вязкости нефти за счёт приме­нения теплового воздействия на пласт. Однако применение известной термошахтной технологии неэффективно, так как требует больших зат­рат на восстановление и проходку горных выработок.

Первично отработанный блок под закачкой пара

Рис. 2 - Первично отработанный блок под закачкой пара 

Новая система предусматривает вторичную разработку с поверхнос­ти площадей месторождения, ранее отработанных шахтным способом по уклонно-скважинной системе. Для этого на первоначально отработанный блок 1 (рисунок 2.) с поверхности земли бурят скважины 5, забои которых располагают в районе забоев ранее пробуренных полого нисходящих подземных скважин 3, а также бурят .скважину 6 с поверхности в центр блока 1. Кроме того в галерею 4 бурят контрольную скважину 7, которую оборудуют термодатчиком 8. В скважины 5 и 6 ведут закачку пара от парогенераторной установки, расположенной на поверхности. Скважины 5 и 6 бурят ниже продуктивного пласта на 30 - 50 м, обра­зуя зумпфы 9 для сбора нефти, которая поступает из полого нисходящих скважин 3, за счёт гравитационного истечения и снижения вязкости нефти при нагревании пласта. Период закачки пара в скважины 5 и 6 продолжается до тех пор, пока не обнаружат рост температуры в гале­рее 4, что определяется с помощью термодатчика 8, установленного в скважине 7. При повышении температуры с 8 до 20 - 25 град. закачку пара прекращают, спускают в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (рисунок 3).

Первично отработанный блок при отборе нефти

Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимально рентабельного уровня. Затем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. После повышения температуры в галерее до 90 С, последнюю заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7 с целью предотвра­щения прорыва пара в галерею и вытеснения нефти из прогретого паром пласта. Одновременно отбирают нефть из скважин 5 и 6 погружными на­сосами до максимально допустимой обводнённости, которая составляет 95 - 98 % от объёма откачиваемой жидкости. Кроме того, для исключе­ния прорыва пара из галереи 4 в горные выработки 10, пройденные при первичной разработке, последние изолируют бетонными перемычками 11 или забутовывают с последующей цементацией.

Комментарии (0)



Разрешённые теги: <b><i><br>Добавить новый комментарий: