Оценка эффективности различных систем термошахтной разработкой Ярегского месторождения ВВН

      Коэффициент приемистости подземных нагнетательных скважин на Ярегском месторождении достаточно высок. Это определяется тем, что термошахтная разработка ведется на площадях, ранее отработанных шахтным способом на естественном режиме истощения. На этих площадях существует старая система подземных скважин и густая сеть трещин. В среднем коэффициент приемистости равен 10-15 т/(сут.МПа). Коэффициент приемистости зависит от длины скважин и стадии разработки пласта. С увеличением длины скважин и переходом на более позднюю стадию разработки коэффициент приемистости скважин увеличивается.

      Давление  закачки пара в пласт через  подземные скважины ограничено правилами  безопасности ведения работ в  шахтах и выделением тепла от подземных  паропроводов. Давление закачки пара не превышает 0,5 МПа, что соответствует температуре насыщенного пара 152 С, а в основном давление закачки составляет 0,2 - 0,4 МПа. Увеличение давления закачки пара приводит к его прорыву через массив трещиноватого пласта в горные выработки.

      Толщина теплоюолящюнного материала на паропроводах составляет 70 - 80 мм. Допустимая температура на поверхности изоляционного слоя 40 С. Повышение давления закачки ведет к увеличению температуры насыщенного пара и к увеличению толщины изоляции, что, в свою очередь, потребует проходки горных выработок с большим сечением. Соответственно, увеличиваются затраты на проходку.

      Диаметры  подземных паропроводов ограничены размерами сечений горных выработок  и не превышают 168 мм. При увеличении диаметров потребуется увеличение сечения горных выработок, что ведет к дополнительным затратам на их проходку.

      Исходя  ю вышесказанного видно, что пропускная способность подземных паропроводов, учитывая ограничения на давление закачки  и диаметры подземных паропроводов, ограничена.

        Двухгорюонтная система обладает наиболее равномерным охватом пласта тепловым воздействием. Закачка пара ведется по всему объему пласта, через плотную сетку подземных нагнетательных скважин. Расстояние между забоями скважин составляют 12 - 15 м. Двухгорюонтная система характершуется высокими темпами нефтеизвлечения, но она наиболее затратная. Для ее реализации требуется большой объем проходки горных выработок. В среднем на 104 м2 проходят 240 м подземных выработок. Время подготовки блока к разработке составляет 4-5 лет.

      Двухярусная система менее затратная. Объем проходки на 10⁴ м² составляет 156 м. Срок подготовки блока в разработку - 3 - 4 года. Но при этой системе идет неравномерный прогрев пласта. Наиболее хорошо прогреваются зоны пласта, примыкающие к нагнетательной галерее. При удалении от галереи темп прогрева снижается. Проходка оконтуривающих выработок ведет к увеличению затрат и срока ввода блока в эксплуатацию. Кроме того, в нагнетателыгую галерею, которая расположена в верхней части пласта, происходят прорывы пара.

      Одногоризонтная система имеет минимальное количество подземных выработок, 92 м на 10⁴ м². Срок ввода блока в разработку сокращается до 2 -3 лет. Но, как и при двухярусной системе, наиболее высокий прогрев имеют области пласта, примыкающие к галерее, а периферийные области блока прогреваются слабее. Также происходят прорывы пара в галерею. Для устранения прорывов пара предлагается обсаживать устья подземных скважин термошолированными колоннами (д.т.н. Рузин Л.М.). Закачка пара через скважины, пробуренные с оконтуривающих выработок (одногоризонтная система с оконтуривающими выработками), позволяет повысить равномерность прогрева пласта, но ведет к увеличению проходки горных выработок до 141 м на 10⁴ м² и увеличению срока ввода блока в разработку до 3 - 4 лет.

      Панельная система имеет 131 м проходки на 10⁴ м². Срок ввода блока в разработку 3 года. Она обеспечивает достаточно равномерный прогрев пласта, но ее недостатком являются прорывы пара в нагнетательную галерею. Для устранения этого недостатка необходимо обсаживать устья подземных скважин термоизолированными колоннами.

      Подземно-поверхностная  система, как и одногоризонтная, имеет минимальное количество горных выработок - 92 м на 10 м. Вся система  пароснабжения вынесена на поверхность, поэтому нет тепловыделений от подземных паропроводов в горные выработки. Закачка пара ведется на границу блока, поэтому его прорывы в горные выработки возможны только на заключительной стадии разработки. Отсутствие подземных паропроводов позволяет уменьшить сечение горных выработок, что ведет к сокращению затрат на их строительство. Срок ввода блока в разработку - 2 - 3 года. Давление закачки пара в пласт при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения можно поднять до 1,6 МПа.

        При термошахтной разработке  недопустимо выделение летучих фракций из нефти в пласте. Это может привести к прорывам нефтяного газа в горные выработки, что недопустимо. Выделение летучих фракций из нефти Ярегского месторождения происходит при температуре выше 200 С , что соответствует давлению насыщенного пара 1,6 МПа. Других ограничений на закачку пара при подземно-поверхностной системе нет. Высокое давление позволяет увеличить темп закачки пара и в 4 - 5 раз сократить объем бурения подземных скважин.

      Недостатком подземно-поверхностной системы является необходимость бурения достаточно большого количества поверхностных скважин, в среднем 5-10 скважин на 100 тыс.м², тогда как при других системах на эту площадь бурится 1 скважина. Но сокращение объема бурения подземных скважин и увеличение темпа разработки в 1,5 - 2,0 раза компенсируют этот недостаток.

      Высокие темпы закачки пара при подземно-поверхностной  системе через поверхностные  скважины и распределение его  по пласту с помощью подземных  парораспрелительных скважин позволяет  в несколько раз увеличить длину подземных скважин и, следовательно, увеличить площадь разрабатываемого блока. Это ведет к уменьшению объема проходки горных выработок и снижению затрат на их строительство и эксплуатацию.

                  7.   ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕРМОШАХТНОЙ

                             7.1 Давление в пласте

      Нефтяной  пласт при термошахтной разработке вскрывается плотной сеткой подземных  скважин. Устья пологовосстающих скважин  выходят в добывающие галереи  и открыты. Их сечения заполнены  жидкостью только частично, поэтому в стволах скважин сохраняется давление, равное давлению рудничной атмосферы. Высокая плотность подземных скважин приводит к быстрому снижению давления до атмосферного в кровле пласта, а по вертикали определяется гидростатическим давлением.

      Ярегское месторождение первоначально эксплуатировалось шахтным способом на естественном режиме истощения пластовой энергии, поэтому к началу термошахтной разработки давление в кровле пласта стало равным атмосферному. Проведенные исследования подтвердили это.

      При закачке пара у кровли пласта может образоваться паровая шапка. В этом случае давление в кровле пласта определяется давлением насыщенного пара.

             7.2 Исследования технологии  прогрева пластов,  насыщенных нефтью  аномально высокой  вязкости или битумом.

     Известно, что основным способом передачи тепла  при термовоздействии в относительно однородных коллекторах является конвекция.

     Принципиальной  особенностью залежей аномально  вязких нефтей и битумов, которая  создает основные проблемы и предопределяет выбор эффективного варианта разработки, является чрезвычайно высокое фильтрационное сопротивление пористой части пласта. Такой пласт, насыщенный малоподвижной нефтью, не позволяет реализовать традиционный и наиболее эффективный процесс гидродинамического вытеснения нефти при реально допустимых давлениях нагнетания. Лабораторные исследования и промысловый опыт показали, что создание фильтрационного потока при реально допустимых градиентах давления в пласте даже высокой проницаемости, но содержащей нефть аномально высокой вязкости (сотни, тем более тысячи μПа·с), возможно только после предварительного прогрева пласта и снижения вязкости до определенного уровня.

     Расчеты показывают, что приёмистость нагнетательной скважины при аномальной вязкости нефти  практически равна нулю. Например, при , , к = (0,1-3)мкм² приёмистость на один метр толщины пласта составляет 0,02-0,2 м³/сут·м. Для того, чтобы приёмистость составила хотя бы 1-2,5 м³/сут·м, градиент давления должен быть 75-500 МПа, что многократно превышает реальные возможности.

     В условиях высоких фильтрационных сопротивлений  пористой части пласта в начальной  стадии теплового воздействия фильтрация закачиваемого теплоносителя может  происходить только по высокопроницаемым зонам. Этими зонами могут быть естественные или искусственные трещины, высокопроницаемые пропластки в пределах залежи или подстилающий водоносный пропласток, стволы вертикальных или горизонтальных скважин. При этом передача тепла в высокопроницаемых зонах осуществляется в основном за счет конвекции, в то время как основная часть пласта прогревается за счет теплопроводности. Чем больше соотношение объёмов низкопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов в залежи, тем большую роль играет теплопроводный прогрев пласта, скорость которого намного меньше, чем скорость переноса тепла за счет конвекции.

     Таким образом, для эффективного теплового  воздействия на рассматриваемые  залежи обязательным является наличие  в разрезе залежи высокопроницаемых  каналов (трещин, кавернозных зон, пропластков), проницаемость которых позволяет осуществлять в них закачку теплоносителя достаточно высокими темпами. Если же такие естественные каналы отсутствуют, то их приходится создавать искусственно или же в качестве таковых использовать стволы скважин путем организации в них циркуляции теплоносителя. Таким способом, например, осуществляется предварительный прогрев пласта на некоторых объектах при разработке битумов в провинции Атабаска (Канада). Эти же идеи реализуются в технологии парогравитационного метода дренирования пласта.

     Анализ  процесса прогрева пласта Ярегского  месторождения термошахтным способом показал, что решающую роль в прогреве и нефтеотдаче пласта играют трещины.

     При дренировании пласта плотный сеткой горизонтальных скважин , расположенных через 20-30 м, закачиваемый пар распространяется преимущественно по системе трещин и основным механизмом прогрева пористой части пласта является теплопроводность.

     В этом случае, при поддержании в  трещинах постоянной температуры, скорость прогрева определяется только продолжительностью закачки теплоносителя и теплофизическими параметрами пласта и не зависит от темпов ввода тепла в пласт. Известно, что количество тепла, передаваемого в единицу времени за счет теплопроводности прямо пропорционально разности температур между поверхностью нагрева и нагреваемой средой. Поскольку разность температур по мере прогрева уменьшается, то расход вводимого тепла, в целях повышения тепловой эффективности, должен снижаться во времени. Превышение темпа ввода тепла в пласт приводит к увеличению потерь тепла за пределы разрабатываемого участка и с добываемой жидкостью.

     По  мере повышения температуры пласта и снижения вязкости нефти фильтрационные сопротивления пористых блоков снижаются  и создаются условия для гидродинамического вытеснения нефти при реально допустимых давлениях нагнетания.

     Опыт  применения теплового воздействия  на пласт Лыаёльской площади Ярегского  месторождения с поверхности  показал, что одной из наиболее сложных  проблем является освоение скважин под закачку пара и обеспечение приемлемых темпов закачки. Это связано с тем, что вероятность вскрытия вертикальными скважинами тектонических нарушений, расположенных под углом 60-80°, мала, а фильтрационное сопротивление пористой части пласта из-за высокой вязкости нефти очень велико.

     При увеличении давления нагнетания пара до 3 МПа приемистость нагнетательных скважин увеличивалась до 30 т/сут., однако, как выяснилось, за счет поступления  пара в водоносный горизонт. Характер распространения тепловых полей по разрезу пласта показал, что за счет использования водоносного пропластка для предварительного теплопроводного прогрева продуктивного горизонта удалось добиться высокого охвата разрабатываемого объекта процессом теплового воздействия по площади и по разрезу. В результате на площади 6 га была достигнута нефтеотдача 35% при паронефтяном отношении 6,8 т/т.

     Многие  месторождения нефти аномально  высокой вязкости и битумов являются водоплавающими. Поэтому одним из вариантов теплового воздействия  на пласт может быть использование водоносного горизонта для предварительного прогрева продуктивной части пласта за счет теплопроводности. После снижения вязкости нефти и фильтрационного сопротивления до определенного уровня можно осуществлять переход к традиционному гидродинамическому вытеснению нефти из пласта. 
 

     7.3 Моделирование прцесса  погрева пласта, насыщенного  нефтью аномально 

          высокой вязкости  или битумом, через трещины.

     Исследования  показали, что при теплопроводном прогреве пласта через одиночную  трещину за реальные сроки можно прогреть незначительные объёмы пласта. За 3 года изотерма 70ºС продвигается всего на 4 м от трещины при температуре в трещине 100ºС и до 6 м при 150ºС.

     Рассмотрим  прогрев пласта через систему  параллельных трещин, что характерно, например, для Ярегского пласта, который разбит тектоническими нарушениями, среднее расстояние между которыми составляет 20-25 м (рис. 5).