Федеральное агентство по образованию 

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

Санкт-Петербургский  государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

(технический  университет) 
 
 

Кафедра Разработки нефтяных и газовых месторождений 

     КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

по дисциплине:                Разработка нефтяных месторождений

    ^{(наименование учебной  дисциплины согласно  учебному плану)}

     ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Тема: < Оценка эффективности различных систем термошахтной разработкой Ярегского месторождения ВВН.>

Автор: студент  гр.   НГ-06-1                  _______________                          /Око Ж,Н. /

          ^{(подпись)                                       (Ф.И.О.)} 
 

ОЦЕНКА: _____________ 

Дата: ___________________

ПРОВЕРИЛ

Руководитель  проекта:      профессор               __________           /Петухов А,В./

                        ^{(должность)                               (подпись)                              (Ф.И.О.)} 
 
 

Cанкт - Петербург

2010 

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

Российской  Федерации

Санкт-Петербургский  государственный горный институт им. Г.В. Плеханова

(технический  университет) 
 

утверждаю

Заведующий  кафедрой

Проф. /Рогачев М.К./

“_____“___________ 2010г.

Кафедра РНГМ 
 

Курсовой  проект 

По дисциплине:   Разработка нефтяных месторождений 

Задание 

Студенту  гр.      НГ-06-1                          Око Ж.Н.

^{(шифр  группы)                               (Ф.И.О.)} 

1.Тема проекта: Обоснование методов повышения нефтеотдачи пластов на Приразломном месторождении.

2.Исходные данные  к проекту: Материалы первой производственной практики.

3. Содержание  пояснительной записки: В соответствии с методическими указаниями.

4.Перечень графического материала: Таблицы, диаграммы. 
 
 
 

5.Срок сдачи  законченного проекта      29 мая 2010 г. 

Руководитель  проекта:           доцент                                                   Петухов А.В.

                                                                             ^{(должность)                       (подпись)                                 (Ф.И.О.)} 

Дата выдачи задания: 2010 года 
 
 

Санкт-Петербург

2010 
 
 

                                                 АННОТАЦИЯ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Содержание 
 
 
 
 
 
 

                                    СОДЕРЖАНИЕ 

      Введение…………………………………………………….

      Общее сведение о месторождении……………………….

      Характеристика  месторождения…………………………

      Химический  состав нефти…………………………………

      Вскрытие  шахтного поля………………………………….

      Системы разработки Ярегского  месторождения 

      и основные ее параметры…………………………………

      Характеристика  и анализ систем термошахтной

      разработки…………………………………………………..

      Исследования  особенностей термошахтной…………….

      Заключение………………………………………………….

      Список  литературы………………………………………… 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      ВВЕДЕНИЕ

      Актуальность  проблемы

      Запасы  высоковязких нефтей и битумов в мире составляют по разным оценкам 790-900 млрд т и почти в два раза превышают запасы лёгких нефтей. В Российской Федерации такие запасы оцениваются от 10 до 35 млрд т. На территории Тимано-Печорской нефтегазовой провинции доля высоковязких нефтей составляет около 17% и по мере выработки запасов лёгких нефтей продолжает расти. Однако в промышленной разработке находятся лишь два крупных месторождения аномально вязкой нефти – Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (Республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

     В процессе разработки этих месторождений  накоплен большой опыт освоения новых  технологических и технических  средств в различных геолого-промысловых  условиях. В то же время следует  констатировать, что потенциал высоковязких нефтей используется недостаточно – темп отбора на двух упомянутых месторождениях составляет всего 0,5% от начальных извлекаемых запасов. Одна из причин такого положения – недостаток эффективных научно-обоснованных технологий, обеспечивающих необходимый уровень рентабельности при высокой степени использования запасов.

     Поэтому вопрос создания новых технологий даже для этих двух месторождений, на которых  уже более 35 лет осваиваются современные  методы добычи высоковязкой нефти, остаётся актуальным.

     В разных странах мира применялись  шахтные способы разработки месторождений  легкой нефти. Наиболее эффективным применение шахтных способов добычи нефти было иа месторождениях:

     1.Пешельбронн,  Франция, где за счет применения  скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 17 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 43 %;

     2. Вище, Германия, где за счет применения скважинной разработки с поверхности нефтеизвлечение составило 20 - 25 %, а за счет применения шахтного способа получено еще 60 %;

     3. Сарата-Монтеору, Румыния, где за счет применения шахтного способа нефтеизвлечение достигло 55 — 60 %.

     Месторождения высоковязкой нефти и природного битума рассматриваются как наиболее перспективные источники углеводородного  сырья в будущем. Тепловые методы являются основными при разработке этих месторождений, но коэффициент нефтеизвлечения при разработке с поверхности невысок.

     Большой интерес представляет шахтный способ добычи нефти в сочетании с  тепловыми методами воздействия  на пласт (термошахтный способ) на месторождениях высоковязкой нефти и природного битума. В настоящее время этот способ применяется при разработке Ярегского месторождения высоковязкой нефти. Это единственное месторождение в мире, где термошахтный способ применяется в промышленном масштабе.

     Нефтеизвлечение термошахтным способом на Ярегском месторождении  по отработанным площадям достигло к 2004 г. 54 %. Это указывает на высокую  технологическую эффективность  термошахтного способа добычи нефти  и возможность его применения при разработке месторождений высоковязкой нефти и природного битума.

     Несмотря  на широкие возможности термошахтного  способа добычи нефти, его применение на нефтяных месторождениях сдерживается отсутствием опыта у нефтяников, значительными, первоначальными, капитальными вложениями в строительство нефтешахт и сложностями, возникающими при прогнозировании показателей термошахтной разработки.

     Большой вклад в развитие тепловых, шахтных  и термошахтных методов добычи нефти  внесли: Абасов М.Т., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман А.А., Вахнин Г.И., Гарушев  А.Р., Желтое Ю.П., Жданов С.А., Закс С.Л., Здоров С.Ф., Коробков Е.И., Кочешков А.А., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Максутов Р.А., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Намиот А.Ю., Раковскнй Н.Л., Рузин Л.М., Сергеев А.И., Степанов В.П., Табаков В.П., Тарасов А.Г., Теслюк Е.В., Тюнькин Б.А., Шейнман А.Б., Якуба СИ., Ялов Ю.Н., Бурже Ж., Ловерье Х.А., Шнейдерс Г. и др. Труды этих ученых использовались при создание научно-методических основ проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений термошахтным способом.

      1. Общие сведения  о месторождении

      В административном отношении Ярегское нефтяное месторождение расположено на территории муниципального образования «Город Ухта» Республики Коми. Месторождение приурочено к песчаникам насыщенных тяжелой высоковязкой нефтью и расположено в 18 километрах к юго-западу г.Ухты. Через названное месторождение проходит железнодорожная магистраль Москва - Воркута.

      Непосредственно на месторождении расположены три  поселка: п.Ярега, п.Нижний Доманик, п.Первомайский. Поселки связаны между собой и с г.Ухтой автомобильными дорогами.

      Ярегское  нефтяное месторождение представлено Ярегской, Лыаель-ской и Вежавожской положительными структурами третьего порядка, приуроченными к сводовой части крупной Ухтинской брахиантиклинали Южного Тимана. Протяженность структур 13 - 14,9 километров при ширине 4 - 5,5 км, амплитуда 82 - 87 м. Промышленная нефть залегает на глубинах 130 - 300 м в кварцевых девонских песчаниках живетско-пашийского возраста, образуя единую пластовую сводовую, тектонически и литологически экранированную залежь размерами 36 x 4 - 6 км высотой 87 м. Объектом разработки является продуктивный пласт III со средней толщиной 70 м, максимальной 106 м. Коллектор терригенно-поровый, интенсивно и неравномерно разбит нарушениями и трещинами, протяженностью от 10 м до 2 км. Нефтесодержа-щие песчаники по своему составу содержат титановые и редкоземельные руды. Ярегское нефтяное месторождение детально разведано.

      Нефть этого месторождения тяжелая, смолистая, малопарафинистая по технологической классификации ГОСТ 912-66. Плотность ее составляет 0,945 г/куб.см, плотность в пластовых условиях 0,933 г/см. Вязкость высокая - в пластовых условиях достигает 12000 - 15300 мПа с, в стандартных - 3600 мПа с. Температура в пласте 6 - 8 град. С, температура застывания - минус 10 град С. Смол сернокислых содержится до 70%, масел - 73,3%, парафина -0,48%, серы - 1,12%, асфальтенов - 3,7%. Газонасыщенность нефти в пластовых условиях достигает 10 куб.м/т. Групповой состав: метановые углеводороды - 21,2%, нафтеновые - 45,6%, ароматические - 33,2%.

      Лыаельская  площадь расположена в центральной части Ярегского месторождения, на одном из участков северо-восточного склона Южного Тимана, в бассейне р.Седью - левого притока р.Ижма.

      В административном отношении Лыаельская площадь расположена в Ухтинском  районе Республики Коми в 35 км к юго-западу от г.Ухты и в 10 км от пос.Ярега.

      В северной части Лыаельской площади  до 2000 года функционировал (в настоящее время законсервирован) поверхностный опытно-экспериментальный промысел, связанный с ближайшим населенным пунктом пос.Первомайский (нефтешахта 2) грунтовой автодорогой протяженностью 6 км и далее с пос.Ярега (нефтешахта 1) и г.Ухтой дорогой круглогодичного действия с асфальтобетонным покрытием.

      Разработка  залежи с поверхности на опытно-промышленном участке первой очереди, расположенном  в северной части Лыаельской площади велась с 1974 до 1993 года. Здесь было пробурено 87 вертикальных добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин общим метражом около 20 тыс.м, а также 2 горизонтальные (скв.Г-1, г-2), общей длиной около 1100 м и многозабойная (многостволовая) скважина с суммарной длиной около 460 м.

      В 1987 - 1991 гг. велось эксплуатационное бурение  на участке проектного опытно-промышленного промысла второй очереди, расположенного в наиболее богатой нефтью центральной части Лыаельской площади, где было пробурено 46 вертикальных скважин и 2 горизонтальные. Добыча нефти здесь не производилась. К настоящему времени большинство из пробуренных на промыслах скважин находятся в консервации, небольшая часть ликвидирована.

      В 1988 - 1992 годах проводилось бурение водонагнетательных и контрольно-наблюдательных скважин.

            Объемы эксплуатационного и технического бурения, выполненного к настоящему времени в пределах Лыаельской площади, составляют 152 вертикальных, 4 горизонтальных, 1 многостволовая скважина. В несколько этапов проводилась разведка площади.

      Геологическое строение и нефтеносность Лыаельского  участка Ярег-ского месторождения по состоянию на 01.01.2001 изучены 113 разведочными и 1 параметрической скважинами. Общий объем бурения составил 34134 м. Достигнута высокая степень разведанности. Последние разведочные скважины бурились в 1983 - 86 гг. В 1988 - 90 гг. на промплощадке участка опытно-промышленных работ 1 очереди бурилась параметрическая скважина 700-Ярега проектной глубиной 4900 м на венд-рифейские отложения. Скважина добурена до глубины 4797 м и ликвидирована по техническим причинам.

      По  состоянию на 01.01.1988 88 разведочных  скважин ликвидированы, как выполнившие свое целевое назначение, а также из-за аварийного состояния ствола.

      На  площадке участка первой очереди  опытно-промышленной отработки с поверхности паратепловым методом находится в консервации 13 скважин (2, 3, 5, 7 - 9, 13 - 15, 20, 24, 32, 36).

      В ожидании эксплуатации опытно-промышленного  промысла второй очереди, законсервированы 21 скважина (1029, 1049, 1098, 1107, 4009, 4029, 4039, 4049, 4050, 4072, 4082, 4083, 4105, 4131, 4170, 4180, 4191, 4211, 4243, 4252), которые обсажены эксплуатационной колонной. Для производства режимных наблюдений за водоносным горизонтом третьего пласта оставлены 2 скважины (9р, 78р). Кроме этого, по всей площади Лыаельского участка расположены законсервированные разведочные скважины (10р, 41-44р, 46-51р, 54р, 55р, 69р,71р, 74р,75р,78р).

                Ухта расположена в центральной  части Республики Коми. Граничит: город Сосногорск, Ижемский район,  Княжпогостский район, Усть-Куломский  район, Корткеросский район. Город расположен в южной части Тиманского кряжа, в долине р. Ухта и ее притока Чибью (бассейн Печоры), в 1560 км от Москвы.

                Территория Ухтинского района 13200 кв. км. По площади муниципальное образование "Город Ухта" занимает 14 место в республике Коми.

      Отклонение  от московского времени - нет.

      Географическая  широта: 63o34'

      Географическая  долгота: 53o42'

      Высота  над уровнем моря 100 м.

      Климат  умеренно-континентальный

      Город приравнен к районам Крайнего Севера.

      Средние температуры: зима - минус 17,5°C, лето - плюс 15,3°С

      Среднегодовое количество осадков - 700 мм.

               Ухта расположена на пологоувалистом,  холмистом плато, расчлененном  реками и ручьями бассейна  реки Ижмы. Наиболее крупные притоки  Ижмы - реки Ухта, Седъю, Тобысь, Кедва.  Водораздельные пространства заболочены.

               Площадь земель лесного фонда  достигла 1270 тыс.га с общим запасом  древесины. Основную часть запасов  составляют хвойные породы (78%).

               Леса относятся к подзонам  средней и северной тайги. Преобладают  еловые леса. Встречаются также сосновые леса, береза и осина. В лесах обитают лоси, белки, куропатки, глухари, тетерева, рябчики. Разнообразен видовой состав рыб. На территории МО имеются 2 заказника: "Белая Кедва" и "Чутьинский".

               Природные ресурсы: месторождения нефти, газа, руд черных и цветных металлов, разнообразных видов минерального строительного сырья, а также пресных и лечебно-минеральных подземных вод. 
 

      2.      ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

              2.1   ОСНОВНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

                 Промышленная термошахтная разработка в мире ведется только на Ярегском месторождение высоковязкой нефти, расположенном в Республике Коми на северо-востоке Европейской части России. Научные результаты, полученные в диссертации, основываются на опыте разработки Ярегского месторождения. Ниже даются основные характеристики месторождения. 

                2.2    ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

             Продуктивный пласт Ярегского месторождения высоковязкой нефти приурочен к отложениям верхнего и среднего девона. Коллектор представлен трещиновато-пористыми кварцевыми песчаниками. Пласт интенсивно, но неравномерно разбит крутопадающими (60 - 80) трещинами на множество блоков самых разных размеров и форм. Среднее расстояние между трещинами 20 - 25 м, раскрытость от долей миллиметра до 2 - 3 см. ВНК прослеживается в интервале абсолютных отметок -65 —55 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта - 26 м, максимальная в своде складки - 46 м, а общая толщина пласта вместе с водонасыщенной зоной около 70 м. Средняя пористость — 26 %. Начальная нефтенасыщенность — 87 %. Проницаемость - 2 - 3 мкм2. Глубина залегания кровли пласта 140 — 210 м от поверхности земли. Начальная пластовая температура 6 - 8 С. Начальное пластовое давление 1,4 МПа. Начальный газовый фактор - 10 м3/т.

      В результате длительной шахтной эксплуатации месторождения на естественном режиме истощения пластовой энергии  плотной сеткой подземных скважин  пласт на шахтных полях практически  полностью дегазирован. Текущий  газовый фактор на шахтных полях  составляет 1,2 м3/т, а пластовое давление в кровле пласта на шахтных полях снизилось до 0,1 МПа. 

               2.2 .1    СТРАТИГРАФИЯ

      При расчленении осадочного чехла использовалась стратиграфическая схема, унифицировавшая  разрезы Волго-Уральской нефтегазоносной  провинции.

      В геологическом строении месторождения  принимают участие терригенные  породы девонской системы, которые  перекрыты повсюду четвертичными  образованиями и залегают на метаморфических  сланцах, служащих нижним структурным  ярусом. Сланцы темно - серые и серые, кварцево-слюдистые, в различной степени гравитизированные, включают в себя прослой кварцито-песчаников и кварцитов, сильно дислоцированы и прорваны. 

           2.2.2      НЕФТЕНОСНОСТЬ.

      Нефтяная  залежь размером 36x4- 6 км пластового сводчатого типа высотой 87 км, контролируется Ярегской, Лыаельской и Вежавожской структурами третьего порядка. Промышленные запасы нефти находятся в III пласте, приуроченном к среднедевонским отложениям живетского яруса. III пласт залегает на глубине 130-220 м в песчаниках среднего и верхнего девона непосредственно на метаморфических сланцах рифейского возраста и прикрывается среднедевонскими аргиллитами, поверх которых залегают туфито-диабазовая толща и песчано-аргиллитовая пачка верхнего девона. Пласт представлен слабо- и среднесцементированными песчаниками, состоящими из кварцевых и полевошпатовых зерен, сцементированных железисто-карбонатным и глинистым материалом. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта — 26 м.

      Нижняя  часть пласта на большей площади  месторождения содержит подошвенную воду. Водонефтяной контакт в пласте имеет переходную зону толщиной 2-5 м. Эффективная средняя пористость III пласта — 25%,проницаемость в соседнем составляет 2.0 мкм². Пласт разбит многочисленными тектоническими нарушениями и густой сетью мелких трещин. Раскрытость нарушений изменяется от долей миллиметров до нескольких сантиметров.

      Нефть, насыщающая III пласт, тяжелая, плотностью 945 кг / м³, она обладает вязкостью 5-20 Па-с в пластовых условиях и характеризуется высоким содержанием смол 60-70%, что определяет её плохую подвижность. Исследования авторов /30, 40, 54/, показали, что с увеличением в нефти поверхностно-активных компонентов условия нефтеизвлечения резко ухудшаются в результате образования на поверхности породы коллектора коллоидированных слоев из активных компонентов, обладающих аномальными свойствами. Эти слои, не принимая участия в фильтрации, уменьшают диаметр пор и приводят к закупорке порового пространства. Эти явления значительно усугубляются при невысоких температурах и низких скоростях фильтрации. Причем на участках с большей проницаемостью песчаника нефть содержит больше асфальто-смолистых компонентов.

      Таким образом, несмотря на хорошие коллекторские  свойства породы, вмещающей нефть, извлечение последней крайне затруднено в силу специфических особенностей свойств нефти и состояния ее в пласте.

      К основным факторам, снижающим нефтеотдачу  пласта, относятся :

      а) высокая вязкость нефти;

      б) большое содержание в нефти поверхностно-активных компонентов, что приводит к образованию малоподвижных структурных слоев, примыкающих к 
поверхностям породы и снижающих проницаемость коллектора;

      в) большая величина поверхностного натяжения нефти на границе с водой Якраевого угла смачивания;

      г) низкая пластовая энергия и температура пласта.

      Важнейшим   фактором,   повышающим   нефтеотдачу   пласта,   является снижение вязкости нефти путем теплового воздействия  на пласт.

      Кроме того, исследования показали, что при  тепловом воздействии на пласт происходят следующие изменения физико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличению нефтеотдачи пласта:

      —повышение  проницаемости коллектора для нефти  и воды в результате 
разрушения адсорбционных слоев нефти;

      —уменьшение поверхностного натяжения нефти  и краевого угла смачивания;

      —тепловое расширение пластовых флюидов; —улучшение реологических свойств нефти;

      — разрушение коллектора и повышение его однородности. 

                                       3.  ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ:

      содержание  акцизных смол - 67%;

• содержание силикагеновых смол - 22%;
• содержание асфальтенов - до 3%;
• содержание парафина - до 0.5%;
• содержание серы - 1.27%;
• содержание азота - 0.42%;
• содержание нафтеновых кислот - 0.45%.

      Фракционный состав по ACTMD 1160 (ФРГ).

      Близость  к дневной поверхности и несовершенство покрышки обусловили потерю значительной части легких фракций нефти . По существу в нефти пласта III полностью отсутствуют бензиновые фракции , поскольку начало кипения редко опускается ниже 200 °С и в среднем по Лыаельской площади составило 220°С

      Начало  кипения +203 ^С;

• Выход фракций:
• от начала кипения до        220*-*С - 5.7% масс;

      220-380°С -27.3% масс;

      380-520°С -25.3% масс;

      остаток 520°С -41.8% масс. 

                    4. ВСКРЫТИЕ ШАХТНОГО ПОЛЯ.