Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти

Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Исследования в области повышения эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений, направленные на увеличение основного показателя эффективности - конечного коэффициента нефтеизвлечения, ведутся в широких масштабах практически во всех нефтедобывающих странах мира в течение многих десятилетий. За эти десятилетия предложены, исследованы в лабораторных условиях, испытаны на опытно-промышленных объектах до двух десятков новых методов воздействия на пласт, обеспечивающих увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.
Широкий разворот научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по повышению эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений вызван многочисленными причинами, основные из которых заключаются в следующем:
Во-первых, центры добычи нефти перемещаются в северные и восточные районы с трудными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, включая акваторию арктических морей, что приводит к резкому увеличению материально-технических и трудовых затрат.
Во-вторых, вследствие выборочного ввода в разработку крупных высокопродуктивных месторождений с высокими темпами добычи нефти произошло накопление низко продуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые не введены в эксплуатацию. По целому ряду таких месторождений в настоящее время отсутствует экономически приемлемая технология разработки.
В-третьих, в целом конечный коэффициент нефтеотдачи даже при благоприятных условиях редко превышает 50 %, следовательно, более половины запасов остается в недрах А по трудноизвлекаемым запасам эта цифра достигает 70-80 %. Происходит накопление огромного количества остаточных запасов в традиционных нефтедобывающих районах страны с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Эти районы обеспечены высококвалифицированными производственными и научными кадрами. Изыскание и создание методов увеличения нефтеотдачи позволили бы добиться снижения темпов падения добычи нефти и повышения эффективности разработки месторождений с остаточной нефтью.
Существующие методы повышения нефтеотдачи направлены на улучшение нефтеотмывающих способностей закачиваемого в пласт рабочего агента, снижение вязкости пластовой нефти, поверхностного натяжения на границе фаз, выравнивание скоростей вытеснения нефти из неоднородных пластов и т.д. Во всех этих методах предусматривается применение скважин обычной конструкции, которая практически не менялась со времен появления вращательного бурения.
Между тем известно, что можно бурить горизонтальные, пологонаклонные и восстающие скважины не только с поверхности земли, но и из подземных горных выработок в нефтяной шахте. Эти скважины могут быть пробурены по очень плотной сетке и могут иметь большую протяженность по пласту. В связи с этим обеспечивается очень высокая степень вскрытия пласта, являющаяся предпосылкой для высокого охвата пласта воздействием рабочего агента.
Учитывая, что стоимость бурения 1 метра таких скважин значительно ниже стоимости бурения скважин с поверхности земли, что в шахте возможно более эффективное использование всех применяемых методов увеличения нефтеотдачи из-за высокой степени вскрытия пласта плотной сеткой скважин, представляется целесообразным для повышения эффективности разработки нефтяных залежей, в первую очередь с нефтями высокой и средней вязкости и залежей природных битумов, применять системы дренажной шахтной разработки, в частности, системы термошахтной разработки.
1.1 Характеристика района и месторождения
Ярегское месторождение тяжелой нефти расположено в центральной части Республики Коми в междуречье реки Ижмы и реки Ухты на слабохолмистом плато, являющимся частью восточного склона Южного Тимана.
Климат района континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет -13,3 O С. Абсолютный температурный максимум равен + 37,7 O С, минимум - 56 O С. Длительность зимнего периода в среднем 192 дня, грунты промерзают на глубину до 2,2 м. Вечная мерзлота отсутствует. Среднегодовое количество осадков составляет 451 мм, 70% из них в летнее время. Толщина снегового покрова достигает 1,0 м. Расчетная снеговая нагрузка равна 150 кгс/м 2 . Расчетная ветровая нагрузка равна 35 кгс/м 2 .
Рассматриваемая территория расположена на водораздельном плато рек Ярега, Доманик и Лыа-Ель. Рельеф плато сравнительно ровный и характеризуется высотными отметками 135-168 м. Поверхность большей частью заболочена, мощность торфа от 0,5 до 3,0 м и более. Незастроенные участки залесены. Лес средней густоты и крупности.
Географические координаты месторождения 60 O 25' северной широты и 53 O 26' восточной долготы.
Месторождение располагается в промышленно развитом районе, где имеются все необходимые строительные, энергетические мощности и ресурсы. Месторождение с городом Ухта связано автомобильным и железнодорожным транспортом.
Сбор, подготовку и отгрузку нефти потребителю Ухтинскому нефтеперерабатывающему заводу (УНПЗ) осуществляет нефтебаза, расположенная на территории нефтешахты № 1, по железной ветке, соединяющей НШ-1 с железнодорожной магистралью Котлас-Воркута.
В настоящее время на месторождении действуют три нефтяных шахты: НШ-1, НШ-2 и НШ-3. При каждой шахте существует жилой поселок. Между собой и с городом Ухта поселки и шахты связаны автомобильными дорогами.
Нефтяная шахта № 3 располагается в северо-западной части Ярегского месторождения в 23 км к Юго-западу от города Ухты.
Нефтешахта № 3 была сдана в эксплуатацию в 1943 году и в 1964 году отработала свои запасы. Было принято решение реконструировать нефтешахту для добычи титановой руды, которая в пределах шахтного поля залегает в толще нефтеносных пород.
В связи с длительным фондом реконструкции, которая до настоящего времени не закончена, на нефтешахте была начата повторная отработка площадей на нефть с применением паротеплового воздействия на пласт.
1.2 Геолого-промысловая характеристика Ярегского месторождения и общие сведения о месторождении
Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 году. Разведка центральной части месторождения на нефть проводилась в период с 1932 года по 1942 год. Для этой цели было пробурено 103 скважины. Доразведка отдельных участков месторождения осуществлялась в период с 1943 года по 1958 год бурением еще 47 разведочных скважин. Опытная эксплуатация месторождения начата в 1932 году обычным способом - скважинами, пробуренными с поверхности.
Весьма низкое извлечение нефти, обусловленное чрезвычайно высокой вязкостью, и трудности в организации сбора и транспорта такой продукции в суровых климатических условиях не позволили осуществить разработку этого месторождения обычным способом в пределах экономической целесообразности. Стремление к разработке этого месторождения высококачественной нефти при более высокой нефтеотдаче и к снижению ее себестоимости приводит к созданию шахтного способа добычи нефти.
Первая нефтешахта (НШ-1), ведущая отработку северо-восточной части месторождения, вступила в эксплуатацию в 1939 году, нефтешахта № 3 начала отработку северо-западной части месторождения в 1943 году и нефтешахта № 2, эксплуатирующая юго-восток месторождения, введена в 1949 году.
Нефтяная залежь размером 36*3-6 км пластового сводового типа высотой до 87 м контролируется Ярегской, Лыаельской и недавно открытой Вежавожской структурами третьего порядка, осложняющими свод крупной Ухтинской брахиантиклинали на восточном склоне Южного Тимана.
Месторождение залегает на глубине 130-220 м в песчаниках живетского-пашийского возраста (пласт III местной промысловой номенклатуры) непосредственно на рифейском фундаменте.
В пределах контура нефтеносности брахиантиклиналь асимметрична. Северо-восточное крыло структуры с углом падения 1 О более пологое, юго-западное почти в три раза короче северо-восточного, что обусловлено углом падения 2 О 18'. С глубиной углы падения становятся круче. Кровля III-го пласта в основном совпадает с выступом кровли метаморфических сланцев. Ярегское месторождение отличается сокращенным стратиграфическим разрезом. В нем выделяются отложения докембрийской, девонской и четвертичной систем.
Большая часть поля III занимает сводовую и присводовую части структуры. Здесь кровля пласта III не спускается ниже абсолютной отметки минус 15, а в центре вырисовывается достаточно обширный свод с отметками выше плюс 10 м.
Наиболее высокое положение кровли отмечается на крайнем западе, в зоне выклинивания пласта, где он представлен только нижним продуктивным горизонтом.
Рифейский фундамент на западе средней части поля образует два относительно крупных выступа, разобщенных близширотной зоной погружения.
Как и на всем месторождении, пласт III состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхне пашийской от 0 до 14 м. На большей части шахтного поля средняя и верхняя пачки слагают единый верхний продуктивный горизонт песчаников, а в зоне выклинивания на западе весь пласт представлен песчаниками нижней и верхней пачки. Нижняя пачка сложена исключительно лейкоксен-кварцевыми песчаниками. Средняя состоит преимущественно из кварцевых косослоистых песчаников. Верхняя пачка сложена грубозернистыми слабосортированными песчаниками с лейкоксенами.
Пласт III перекрывается так называемыми “ надпластовыми аргиллитами”, средней толщиной 12 м. Это горизонтально- слоистые зеленовато серые аргиллиты средней крепости, в контактах с диабазами, которые темно- серые.
Выше залегает туффитовый слой, сложенный различными туффитами с подчиненным участием туффопесчаников и туффогенных глин. Средняя толщина слоя 43 м.
Над туффоидными породами несогласованно залегают плотные темные с голубоватым оттенком аргиллиты, средняя толщина которых около 6 м.
Выше лежит толща слабо известковых аргиллитов и аргиллитоподобных глин средней толщиной 76 м.
Пласт III Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями:
проницаемость (3,06-5,06)* 10 -12 м 2 ;
начальное пластовое давление 147*10 4 Па;
вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с;
коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98.
Многочисленными трещинами с амплитудой смещения до 6-8 м залежь разбита на тектонические блоки размерами 10-30 м.
1.4 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см 3 , среднее значение 0,945 г/см 3 . На шахтном поле III, расположенном в содовой части Ярегской структуры, плотность нефти несколько ниже и составляет в среднем 0,940 г/см 3 .
При начальной пластовой температуре 6-8 о С средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см 3 , а при нагревании до 100 о С она снижается до 0,90 г/см 3 .
Расчетная плотность нефти в пласте при газовом факторе 10 т/м 3 также определяется в 0,933 г/см 3 .
Ярегская нефть относится к весьма вязким. Основная масса определений вязкости дегазированной и отстоенной нефти была получена с помощью аппарата Энглера при температуре 50-75 о С. По 469-ти анализам она изменяется от 32 до 58 о Е.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 40 о С и 50 о С равна соответственно 786,3 и 406 мкм 2 /с, а на шахтном поле III она при температуре 50 о С составила в среднем 212 мкм 2 /с.
Динамическая вязкость дегазированой нефти при температурах 6 о и 8 о С достигает 15300 и 12500 МПа*С, а в стандартных условиях - 3600 МПа*С. При температуре 100 о С вязкость дегазированной и пластовой нефти снижается соответственно до 60 и 49 МПа*С (рис 1).
В составе нефти преобладают масла, в среднем 73,3 %, смол силикагеловых в ней около 20 %, асфальтенов и твердых парафинов соответственно 2,4 и 0,48 %, серы 1,12%. В нефти, экстрагируемой из керна, содержание твердых парафинов превышает 2%, а при тепловом воздействии на пласт количество парафина возрастает до 1,45%.
При перегонке пара с нефтью, содержащей 1,09% серы, выделяется 19,7см 2 /л сероводорода, начиная со 172 о С, хотя большинство сернистых нефтей выделяют его уже при 110-130 о С. Такая высокая термическая стойкость сернистых соединений в Ярегской нефти является благоприятным фактором для теплового воздействия на пласт.
В связи с потерями нефтью большей части легких фракций в ней полностью отсутствуют бензиновые составляющие, а начало кипения редко опускается ниже 200 о С. Поэтому групповой углеродный состав нефти определяется по фракции 200-300 о С, выход которой на нефтешахте 3-11,2%.
На ароматические углеводороды приходится 2,2%, нафтеновые - 7%,на метановые - 2%. Наибольшие колебания от места к месту характерны для метановых углеводородов (от 0,6 до 3,9%) в связи с наибольшими потерями их при биогенном воздействии.
Состав газа по 255-ти анализам меняется на месторождении в следующих пределах (в скобках указано среднее содержание на нефтешахте № 3):
сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%);
Как видно, в сводовой части структуры на нефтешахте III в газе несколько ниже инертных и метана, но в 2-3 раза больше его гомологов и в 1,3 раза больше двуокиси углерода, чем в среднем на месторождении.
В составе водорастворенного газа содержится 12-29% метана, 8-20% азота и до 60% двуокиси углерода.
Вода, поступающая в горные выработки вместе с нефтью, определяет общий фон слабой водоносности чисто нефтяной зоны всего пласта III. Половина из 19-ти шахтошурфов, вскрывающих всю нефтяную залежь, оказались практически безводными, а в остальных дебиты не превышали 27м 3 /сут.
В пределах водонефтяной зоны пласта в горные выработки, пройденные в нефтеносных песчаниках, вода по скважинам, которые вскрывали интенсивно трещиноватые участки, поступала с дебитами до сотен м 3 /сут. Пестрота степени минерализации этих вод, в которой преобладают хлориды щелочей, объясняется смешением вод из различных внутрипластовых областей питания.
Вода соленая с минерализацией до 22 г /л, хлоркальциевого типа, ее вязкость 1,05Мпа*с.
1.5 Вскрытие и подготовка шахтного поля
При почти горизонтальном залегании пласта на глубине близкой к 150м, вскрыть месторождение представляется возможным только с помощью вертикальных стволов, расположенных на расстоянии 50м один от другого.
Вертикальные, центрально-сдвоенные стволы располагаются в средней части разрабатываемой площади. Оба ствола, подъемный и вентиляционный, пройдены диаметром 4,5м в свету и закреплены бетонной монолитной крепью.
В подземной части стволы пройдены на разные отметки с таким расчетом, чтобы обеспечить весь сбор подземных вод в одном месте. В непосредственной близости от стволов расположены все околоствольные выработки шахты и камеры: главного водоотлива, центральной подземной подстанции, электровозного депо, центральной нефтеперекачивающей станции, склад взрывчатых материалов.
Стволы пройдены по породам средней крепости и поэтому толщина бетонной крепи в стволах принята, согласно расчетам, 300мм. И только в верхних частях стволов, в шейках, толщина бетона взята большей, доходя в самом верху до 1,75м.
Армировка на вентиляционном стволе принята металлическая, проводники для клетей деревянные, а расстрелы металлические. В стволе они расположены со стороны лобовых стенок клетей, а на приемных площадках переходят на боковые - “ложные”.
Армировка главного ствола принята также металлическая: деревянные проводники, металлические расстрелы и лестничное отделение ствола. Проводники изготовлены из твердых пород хвойных деревьев (лиственница, сосна), которые устанавливаются с лобовой стороны клети на всем протяжении ствола (лобовые проводники) и лишь при подходе к приемным площадкам лобовые проводники замещаются “ложными” проводниками, т.е. расположенных по бокам клети.
Площадь сечения каждого ствола 16см 2 , за вычетом армировки приблизительно 13-14см 2 .
На поверхности стволы имеют следующие каналы:
запасной выход из лестничного отделения подъемного ствола на поверхность;
вентиляционный канал у вентствола и запасной выход у этого же ствола;
В околоствольном дворе к стволам пройдены ходки для вывода людей из шахты через лестничное отделение. Роль таких ходков выполняют:
наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в подъемный ствол;
наклонный ходок у вентиляционного ствола.
Размещение подъемных сосудов, лестничных отделений удовлетворяет всем необходимым требованиям. Характеристики каждого ствола приведены в таблице.
1.6 Способ подготовки шахтного поля
Все шахтное поле разделено на 4 блока. Расстояние между блоками в среднем 350м. Направление расположения и нарезки блоков совпадают с направлением простирания месторождения.
Для нарезки блоков в крест простирания пройден капитальный штрек. Из этого штрека в соответствующих местах по простиранию месторождения засекаются откаточные и вентиляционные блоковые штреки, а из последних - полевые штреки. Все выработки пройдены с определенным уклоном, а именно:
Капитальный штрек - с уклоном 0,006 в сторону околоствольных выработок;
Блоковые откаточные и вентиляционные штреки пройдены с уклоном 0,006 в сторону капитального штрека;
Полевые штреки - с уклоном 0,007 в сторону блоковых штреков.
Уклоны всех выработок связаны между собой в общую систему по всей шахте и обеспечивают перемещение жидкости (воды и нефти) по водоотливным канавкам из любой выработки в район околоствольных выработок.
Подготовка уклонного блока есть один из элементов подготовки шахтного поля. В центре уклонного блока проходится уклон и ходок, которые заканчиваются эксплуатационной галереей. Из галереи бурят пологовосходящие добывающие скважины по продуктивному пласту. Выше пласта на 25-30м (в туффитовом горизонте) проходят ряд выработок (полевые штреки и оконтуривающие выработки), в которых проходятся буровые камеры. Из буровых камер бурят в пласт паронагнетательные вертикальные и наклонные скважины до ВНК.
Разработка площадей уклонных блоков включает в себя бурение нагнетательных скважин в надпластовом горизонте и добывающих скважин с галереи уклона.
Бурение скважин в условиях подземных выработок ведется буровым станком ПБС-2Т и ПБСА-300. Станки ПБС-2Т изготовлены Ухтинским механическим заводом специально для Ярегских нефтешахт.
максимальная глубина бурения - 350м
максимальный диаметр бурения - 200мм
максимальная распорная высота - 4950мм
максимальное усилие на забой - 5*10 4 Н
б) вокруг горизонтальной оси - 120 о
а) тип - осевая гидравлическая турбина
частота вращения бурового инструмента
б) усилие поршневой плоскости - 2,5*10 4 Н
в) усилие штоковой плоскости - 2,2*10 4 Н
а) назначение - проведение спуско-подъемных операций
На буровом станке в качестве двигателя применена гидравлическая многоступенчатая осевая турбина, приводимая в действие напорной водой от насосной установки. Использование гидравлической энергии позволяет осуществлять (при помощи одного вида энергии) все виды работы в процессе бурения: вращение и подачу инструмента на забой, промывку скважины и пуско-подъемные операции.
Буровой снаряд состоит из промывочного сальника, колонны бурильных штанг диаметром до 73мм, колонковой трубы и замка, трехшарошечного долота.
В зависимости от крепости пород применяют долота типа Ci, CTi, Ti, K.
Вода от насосов к буровым станкам подается по трубопроводу Ду = 150мм. Из общего количества подаваемой воды на промывку скважины расходуется 35м 3 /час, на работу турбины 70м 3 /час.
Схема водоснабжения бурового станка следующая: насосы, установленные в камере участковой насосной забирают воду из емкости водосборника и по напорному трубопроводу подают ее на буровой станок. Сброс воды “после турбины” станка производится по отдельному трубопроводу в емкости водосборника.
Промывочная жидкость при бурении скважин в надпластовом горизонте отводится по водосточным канавкам горных выработок, имеющих уклон в сторону водонефтяной емкости центральной нефтеловушки.
Разрабатываемый пласт на площади уклонного блока дегазирован при первоначальной эксплуатации на режиме растворенного газа, поэтому выделение газа из пласта при бурении добывающих скважин незначительно и применение газоотводителя не предусматривается.
1.8 Технологическая схема и генеральный план поверхности
Промплощадка НШ-3 расположена в 23км от г.Ухты и в 2км северо-восточнее железнодорожной магистрали Воркута - Котлас.
Нефтешахта в своем составе имеет комплекс подземных горных выработок, в которых ведется добыча нефти, сбор ее и откачка на поверхностный сборный пункт- нефтебазу, и технологический комплекс на поверхности, состоящий из зданий, сооружений и оборудования, предназначенный для приема и складирования породы, проветривания горных выработок, обеспечения подземного комплекса паром для закачки в пласт, водой, сжатым воздухом, электроэнергией и связью и для бытового обслуживания трудящихся.
Поверхностный комплекс представлен следующими сооружениями:
надшахтное здание подъемного ствола
надшахтное здание вентиляционного ствола
здание подъемных машин вентиляционного ствола
здание подъемных машин подъемного ствола
цех производства товаров народного потребления
1.9 Капитальные и подготовительные выработки, околоствольный двор, камеры, склад взрывчатых веществ
Расположение околоствольного двора решено таким образом, что имеются непосредственные выходы на откаточный штрек 1 блока по грузовой и порожняковой выработкам и на капитальный штрек, примыкающий к откаточному штреку.
Груженые вагоны с породой ставятся на грузовую выработку главного ствола, порожние направляются на мойку или на порожняковую выработку. Грузовая и порожняковая выработки двухпутевые.
Подача груженых вагонов в клети подъемного ствола механизирована. Установлены дозирующие стопоры и цепные толкатели типа ТЦК-8-3,5. Управление этими механизмами производится дистанционно, с пульта стволового подъемного ствола.
Расположение рудничного двора вентиляционого ствола решено с учетом тех функций, которые должен выполнять этот ствол, а именно: служить выходом для исходящей струи воздуха.
В пределах околоствольных дворов расположены следующие камеры: насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция, электровозное депо с гаражными и зарядными камерами, нефтеловушки №1 и №2, центральная нефтеперекачивающая станция, подземный склад взрывчатых материалов.
Насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция располагаются возле подъемного ствола, соединяясь с околоствольными выработками ходками, оборудованными противопожарными герметически закрывающимися дверьми. Из насосной камеры для выхода в подъемный ствол пройден наклонный ходок, сообщающийся с лестничным отделением. Этот ходок является вместе с тем и запасным выходом из шахты.
В непосредственной близости от подъемного ствола западного откаточного штрека 1 блока располагается электровозное депо с гаражами и зарядной камерой. Зарядная камера имеет два заезда и выезд для электровозов с противопожарными герметическими дверьми.
Нефтеловушка №1 и №2 располагаются между западным откаточным шреком 1 блока и западным вентиляционным штреком 1 блока и обеспечивают прием жидкости с западного и восточного крыла шахты.
С увеличением объемов добычи нефти на нефтешахте и возросших требований к качеству подготовки нефти, существующие нефтесборники ЦНПС не удовлетворяют сегодняшнему дню. Для этого, рядом с существующими нефтесборниками, ведется строительство новой ЦНПС с общей полезной емкостью 1140м 3 .
Для хранения взрывчатых материалов в подземных условиях пройдены выработки склада взрывчатых материалов, расположение которых выбрано в соответствии с “Правилами безопасности по ведению взрывных работ”.
Для изоляции околоствольных выработок, на случай пожара, все ответственные места оборудованы противопожарными дверьми в соответствии с ПБ. Все камеры, где имеются электросиловые установки, а также исходя из длительности срока их службы, закреплены бетонной монолитной крепью.
Подземный склад ВМ расположен между 110 и 112 полевыми штреками на западном крыле 1-го блока. Он представляет собой систему основных и вспомогательных выработок и камер, оборудованных для приема, хранения и выдачи ВМ. Крепление выработок и камер - монолитный бетон. Склад рассчитан на обеспечение проходки горных выработок в максимально требуемых проектом объемах. Предельная емкость составляет 2т ВВ (АП5 - ЖВ) и 7,5 тыс. штук электродетонаторов.
Выработки и камеры склада проветриваются за счет общешахтной депрессии обособленной струей воздуха.
Противопожарные средства размещаются в специальной камере склада.
Освещение склада и подводящих выработок - электрическое, во взрывоопасном исполнении.
По двухгоризонтальной системе разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок (полевых штреков) и уклона с приемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.
Все горные выработки, за исключением эксплуатационной галереи и половины расстояния наклонных путей уклона, проходятся по пустым налегающим породам. Срок службы этих выработок невелик и составляет примерно 8-10 лет. Исходя из этого, сечения выработок выбраны минимальными, но вместе с тем, отвечающими их назначениям.
1.10 Состояние разработки месторождения
Энергетическая характеристика пласта.
Как показывают исследования, энергия пластовой воды не является фактором, который способствовал бы движению нефти к скважинам. Газовая шапка на месторождении отсутствует. В то же время работа вскрываемых трещин, нарушений, а также скважин, встречающих эти нарушения, характеризуется весьма большим газовым фактором. На месторождении пласт - коллектор разбит нарушениями и трещинами на отдельные блоки. Невысокое пластовое давление и медленные темпы его восстановления показывают, что упругие силы пласта и насыщающих его флюидов не оказывают заметного влияния на дренирование залежи. Основными силами, способствующими продвижению нефти к забоям скважин, является энергия свободного в пределах нарушений и трещин газа, растворенного в нефти и сила тяжести.
Режим растворенного газа характерен для огромного количества паровых скважин. Об этом свидетельствует постепенно наблюдаемые в процессе их эксплуатации, увеличение газового фактора с последующей его стабилизацией и быстрый темп падения дебитов. Имеющиеся геолого - промысловые материалы позволяют считать, что Ярегское месторождение характеризуется смешанным режимом - режимом растворенного газа с последующим переходом на гравитационный режим.
1.11 Физические основы технологии термошахтной разработки нефтяных месторождений
Термошахтная разработка является сочетанием дренажной шахтной разработки с методами искусственного воздействия на пласт теплоносителями (пар и горячая вода) и осуществляется при течении нефти в нефтяном пласте с помощью скважин, сооруженных в подземных горных выработках.
Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счет сосредоточения в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, включающих использование плотных сеток размещения нагнетательных и добывающих, наиболее совершенных по степени и характеру вскрытия горизонтальных, пологонаклонных и восстающих скважин большой протяженности (до 300м), а также за счет закачки в пласт теплоносителя.
Указанные скважины соединяют друг с другом отдельные трещины, каверны, каналы и зоны повышенной проницаемости.
Благодаря резкому увеличению поверхности фильтрации самих скважин, фильтрационные сопротивления в пласте в этих условиях снижаются, увеличивается охват пласта процессом теплового воздействия.
Вход в продуктивный пласт горными выработками позволяет максимально снизить противодавление на пласт практически до величины атмосферного давления. В свою очередь, существующие способы изоляции горных выработок и крепления скважин дают возможность создавать в пласте перепады давления, необходимые для осуществления притока нефти от нагнетательных скважин к добывающим.
Значительный эффект при термошахтной разработке обеспечивается за счет воздействия теплоносителем при наличии в пласте плотной сетки нагнетательных и добывающих скважин.
Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения, термическое расширение пластовых флюидов, гравитационное дренирование пласта, вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки. Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.
При средней температуре пласта 70 - 90 о С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:
за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения 15-21%
за счет термического расширения пластовых флюидов 5-10%
за счет гравитационного дренирования пласта 14-19%
В общем случае, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достигнуть 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме - 45-60%.
1.12 Критерии выбора первоочередных объектов высоковязких нефтей для разработки их термошахтным способом
Устойчивые терригенные или карбонатные породы
В соответствии с технологией термоциклического воздействия в комбинации с заводнением процесс разработки пласта осуществляется в 2 стадии:
I стадия - прогрев пласта до температуры 70 - 80 о С.
II стадия - вытеснение нефти из прогретого пласта водой.
I стадия. В начальной стадии под закачку пара вводится максимальное количество нагнетательных скважин. Пар закачивается под давлением 2-3 кгс/см 3 на устьях подземных скважин. Спустя 6-8 месяцев после начала закачки пара, когда средняя температура пласта увеличивается до 30-40 о С, темп ввода тепла в пласт необходимо уменьшить на 30 %.
Для осуществления термодинамического режима полевые штреки или буровые камеры, расположенные на разрабатываемой площади, разбиваются на две группы таким образом, чтобы штреки (буркамеры) одной группы чередовались со штреками (буркамерами) другой группы. Пар в каждую группу нагнетательных скважин закачивается попеременно.
Спустя 12-14 месяцев после начала теплового воздействия темп нагнетания пара должен быть снижен на 50-6% по срав
Технология разработки Ярегского нефтяного месторождения нефти дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Таксономия Блума В Учебном Процессе Реферат
Контрольная Работа На Тему Ведение Домашнего Хозяйства По Системе Национальных Счетов
Сигареты Эссе Ван
Закрытие Курсовой Разницы
Реферат по теме Психічні розлади у зв'язку із загальними соматичними й інфекційними захворюваннями
Реферат: Инвентаризация и порядок её проведения
Курсовая Окружающая Среда
Сочинение На Английском Языке Образец
Купить Реферат Курсовую
Реферат: Ятрогенні захворювання Слово лікаря як зцілювальна сила
Контрольная работа по теме Планирование деятельности гостиничного предприятия
Готовые Сочинения На Тему Почему Я Злюсь
Мой Родной Город Тверь Сочинение
Сборник Сочинений Лавкрафта
Мини Сочинение На Тему Дом Моей Мечты
Генезис Культуры Реферат
Дипломная работа по теме Теория когнитивной метафоры и вербализация эмоций
Курсовая Работа На Тему Анализ Формирования И Использования Прибыли На Предприятии Оао "Васо"
Курсовая работа по теме Юридическая природа и содержание института российского гражданства
Курсовая Работа На Тему Договор Купли Продажи Жилых Помещений
Аудит расчетов с поставщиками и подрядчиками на примере предприятия ООО "ЦентрТелеком" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Роль русских и советских исследователей в картографировании Антарктиды - География и экономическая география курсовая работа
Бухгалтерский анализ рентабельности предприятия - Бухгалтерский учет и аудит шпаргалка