Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев

Заведующий ОПиМРЯМ Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-филиала ООО ЛУКОЙЛ-

Инжиниринг» Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н«ПечорНИПИнефть», д.т.н

Ю.П. КоноплевЮ.П. Коноплев

Россия, г. УхтаРоссия, г. Ухта2012г.2012г.

Методика прогнозирования и основные Методика прогнозирования и основные

показатели термошахтной разработки показатели термошахтной разработки

Ярегского месторождения высоковязкой Ярегского месторождения высоковязкой

нефтинефти

Всегда в движении!Всегда в движении!

Всегда в движении!

2

Обзорная схема размещения Ярегского месторождения


3

Вежавож

ская

Ярегская

НШ-1

НШ-2

НШ-3

Лыаельская

Ярегское нефтетитановое месторождение


Основные геолого-физические характеристики

4

Наименование параметра Единица

измерения

Значение

Средняя, эффективная толщина пласта м 26

Начальная нефтенасыщенность % 87

Пористость % 26

Проницаемость мкм2 2 – 3

Начальная температура пласта 0С 6 – 8

Вязкость мПа.с 12000 – 16000

Тип пласта - терригенный


5

Зависимость вязкости нефти Ярегского месторождения от температуры

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

5 15 25 35 45 55 65 75 85 95 105 115 125 135

Температура, град.С

Вяз

кост

ь, м

Па.

с

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140

Температура, град. СВ

язко

сть,

мП

а.с


6

Принципиальные схемы нефтяной шахты и систем Принципиальные схемы нефтяной шахты и систем термошахтной разработки термошахтной разработки

ООО «ПечорНИПИнефть»

18

Двухгоризонтная система (проходка 240 м/га)

Одногоризонтная система (проходка 57 – 92 м/га)

Подземно-поверхностная система (проходка 57 – 92 м/га)

Подземно-поверхностная система защищена патентами № 2199657 «Подземно-поверхностный способ разработки

месторождения высоковязкой нефти» и № 2262593 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти»


7

Расположение в блоке 1Т-1 скважин старых и новых (площадь 21,1 га, количество скважин

порядка 900 шт.)


8

Схема расположения скважин в блоке Юг-2бис (НШ-1)


9

CMG. Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность в блоке Юг-2бис на 01.01.2007

(кровля, подошва)

I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

21 35 50 65 79 94 108 123 137 152 167

Temperature (C) (2007-01-01) ( K layer: 1)

I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Oil Saturation (2007-01-01) ( K layer: 1)

I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

10п

12

1315п

17

18

2

20п

22

2325п

27

28

3

30п

32

33

35п

37

3840п

42

43

45п

48

4п3бис

5п601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

7

8

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

21 36 52 67 83 98 113 129 144 160 175


I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

10п

12

1315п

17

18

2

20п

22

2325п

27

28

3

30п

32

33

35п

37

3840п

42

43

45п

48

4п3бис

5п601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

7

8

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00



10

СMG. Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность в блоке Юг-2бис на 01.01.2011

(кровля, подощва)

I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

21 36 52 67 83 98 113 129 144 160 175


I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

601н

602н

603н

604н 605н

606н

607н

608н

609н

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

21 36 52 67 83 98 113 129 144 160 175


I=1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

J=1

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 100 200 300 400 500 600 700

-400

-300

-200

-100

0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00



11

Схема заполнения сечений поверхностных и подземных скважин жидкостью

Нефтяной пласт Нефтяной пласт

Поверхностная скважина Жидкость

Статический или динамический

уровень

А)

Нефтяной пласт

Воздух

Подземная скважина

Нефтесборная канавка

Горная выработка

Жидкость

Б)

Рисунок 3.19. Принципиальные схемы работы добывающих скважин: поверхностной А) и подземной Б)

Всегда в движении! 12

Свободная зона (пар, воздух)

Кровля пласта

L – расстояние от свободной зоны до подземных скважин

2σ – расстояние между добывающими скважинами

Принципиальная схема вертикальной фильтрации жидкости

при термошахтной разработке

ВНК

2σ σ/π Добывающая скважина

Нагнетательная скважина

L

Принципиальная схема фильтрации жидкости при термошахтной разработке


13

Пример добычи нефти, воды и закачки пара по блоку 1бис на НШ-2

Рис. 3.3. Добыча нефти, воды и закачка пара по блоку 1-бис.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

Годы

Доб

ыча

неф

ти, в

оды

и з

акач

ка

пара

, т

Добыча нефти Добыча воды Закачка пара


14

Методика расчета технологических показателей термошахтной разработки (ПечорНИПИнефть)

)/V(SF

πRc

σln

π

σLμ

РзабРк2 σklq

)/V(SF

πRc

σln

π

σLμ

РзабРк2 σklq

Q вгQ вQ нQ плQ подQ крQ п

плнсв

в

скв

в

плнсн

н

скв

н


Уравнение теплового баланса

Qп = Qкр + Qпод + Qпл + Qн + Qв + Qвг

Количество тепла, внесенное паром

Qп = Gп[(Iп - Iк)X + rX + (1 - X)(Iвп - Iвк) + Cв(Tк - Ti)]

Потери тепла в окружающее пространство определяются из уравнения теплопроводности

2U U a —— = ——, x2 t

Начальные условия на границе кровли или подошвы пласта

Распределение температуры в породах кровли или подошвы пласта

Потери тепла в окружающие породы

tt tпри U

tt tпри U

tt tпри U

t)U(0,

i1-i1i

211

100

2i

0k 1i

1i

1kk

k )ta(t2

xerfcU

)ta(t2

xerfc

)ta(t2

xerfcUt)U(x,

.

t t

0 x dx dU

) t t ( Sпл окр Q

k

1 k k

Решение системы уравнений


Количество тепла, идущее на нагревание скелета пласта, нефти и воды

в пласте и воды, поступившей из водоносного горизонта.

Qпл = [Vплн(1 - m) + Vплнеп]плCпл(Ti - Ti-1),

Qн = МнiCн(Ti - Ti-1),

Qв = Cв(Ti - Ti-1) (Mвo - Mвдi + Mпi-1 + Mвгi-1).

Qвг = CвGвг(Ti - To).

Добыча нефти и воды

Где

)

) q /V (S F

Rc ln L

Рзаб Рк kl 2 пл нс в

в

скв в

/V S ( F

Rc ln L

Рзаб Рк kl 2 q пл нс н

н

скв н

3 2

2

1 a V пл

S нс a

V пл

S нс a exp

V пл

S нс F

Zт Киз при ,kп

Zт Киз при ,kтКизZт

kпkт2Киз

Zт

kпkтk

22

Продолжение решения системы уравнений


17

Сравнение фактических и прогнозных показателей по CMG и методике

«ПечорНИПИнефть» для блока Юг-2бис

Рисунок 3.17 Сравнение показателей по добычи нефти

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

2007 2008 2009 2010

Доб

ыча

неф

ти,т

Факт Проект CMG

Рисунок 3.18 Сравнение показателей по закачке пара

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2007 2008 2009 2010

Зака

чка

пар

а, т

Факт Проект CMG

Всегда в движении!Пример расчета прогноза технологических

показателей термошахтной разработки блока Юг-2бис

18

Ввод площади в прогрев

2004 6 1,2

2004 8 3,62004 9 5,72004 10 7,82004 11 10,1

2005 1 11,7

Heфтeoтдотдача на естественном режиме

ДатаПло-

щадь в про-

греве, га

год месяц

База данных по шахтному блоку Юг-2бис

доли ед. 0,069

Извлeкaeмыe запасы нефти (утвержденные) тыс.т 303,7Дoбычa нефти на естественном режиме тыс.т 46,4

Бaлaнcoвыe запасы нефти тыс.т 674,9Пpoeктный коэффициент нефтеотдачи доли ед. 0,45

Динамическая вязкость воды в пластовых условиях мПa*c 1,054,1868Массовая тeпoeмкость пластовой воды кДж/(кг*K)

Массовая тeпoeмкость нефти кДж/(кг*K) 2,052

Плoтнocть пластовой воды кг/м3

1012

Плoтнocть нефти в пластовых условиях кг/м3

933Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях мПa*c 12000

Массовая теплоемкость пород скелета пласта кДж/(кг*K) 0,879Массовая теплоемкость окружающих пород кДж/(кг*K) 0,795

Плoтнocть пород скелета пласта кг/м3

2400

Плoтнocть окружающих пород кг/м3

2200

Koэффициент тeплoпpоводности oкpужающих пopoд Bт/(м*K) 1,5119

Koэффициент тeмпepapуpoпpоводности oкpужающих пopод м2/ч 0,003

Koэффициeнт песчаности доли ед. 0,65Koэффициeнт расчлененности разы 2

Heфтeнacыщeннaя толщина м 28,9

Koэффициент проницаемости мкм2

3,074

Пopиcтocть доли ед. 0,26

Плoщaдь уклона га 11,7

Koэффициeнт нефтенасыщенности доли ед. 0,87

Нефтенасыщенная толщина эффективная м 41,0

Постоянная информацияНаименование параметра Ед. изм. Значение

Hoмep шахты 1Уклoн Юг-2-бис подземно-поверхностный


Продолжение базы данных

19

2004 5 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 124 0 0 0 22 0 12 0 02004 6 0 0 0 0 14 0 0 0 0 0 420 0 0 0 68 0 23 0 02004 7 0 0 0 0 39 1 0 0 0 0 1209 31 0 0 77 0 60 0 02004 8 0 0 0 0 43 2 3 0 0 0 1333 62 93 0 0 212 220 516 02004 9 5 5 0 0 37 7 4 0 87 0 1194 123 120 3 0 427 883 2660 02004 10 7 5 0 0 43 0 2 3 168 0 1333 0 62 93 0 935 1926 7236 02004 11 7 5 0 0 50 1 0 1 191 0 1380 64 4 112 0 1144 2409 6900 02004 12 7 7 0 0 48 1 0 3 215 0 1528 19 0 65 0 1416 3464 6458 02005 1 8 8 0 0 52 0 1 2 214 0 1523 49 31 102 0 1612 4256 7883 02005 2 9 9 0 0 51 0 1 3 243 0 1417 12 28 83 0 1796 4386 8400 02005 3 9 9 0 0 51 1 1 3 279 0 1581 31 31 93 0 2408 6098 9300 02005 4 9 7 0 0 51 0 1 3 210 0 1530 0 30 90 0 2540 6135 8255 02005 5 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 2934 5622 9058 02005 6 9 7 0 0 51 0 1 3 210 0 1530 0 30 90 0 3059 6918 10545 02005 7 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 3265 8312 9578 02005 8 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 3368 5933 10809 02005 9 9 7 0 0 51 0 1 3 210 0 1530 0 30 90 0 3457 5421 10354 02005 10 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 3588 3696 10593 02005 11 9 9 0 0 51 0 1 3 270 0 1530 0 30 90 0 3590 6469 10280 02005 12 9 5 0 0 51 0 1 3 155 0 1581 0 31 93 0 3622 6682 10988 02006 1 9 6 0 0 51 0 1 3 186 0 1581 0 31 93 0 3926 7238 10988 02006 2 9 7 0 0 51 0 1 3 196 0 1428 0 28 84 0 3663 7505 11200 02006 3 9 4 0 0 51 0 1 3 124 0 1581 0 31 93 0 3517 6929 12898 02006 4 9 4 0 0 51 0 1 3 120 0 1530 0 30 90 0 3571 4466 10174 02006 5 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 3637 6231 11278 02006 6 9 9 0 0 51 0 1 3 270 0 1530 0 30 90 0 3654 7632 9585 02006 7 9 7 0 0 51 0 1 3 217 0 1581 0 31 93 0 3581 6431 10954 02006 8 9 8 0 0 51 0 1 3 248 0 1581 0 31 93 0 3506 6954 8397 02006 9 9 6 0 0 51 0 1 3 270 0 1530 0 30 90 0 3372 5622 9120 02006 10 9 9 0 0 51 0 1 3 279 0 1581 0 31 93 0 3686 6393 8690 02006 11 9 9 0 0 51 0 1 3 270 0 1530 0 30 90 0 3529 6962 8877 02006 12 9 9 0 0 51 0 1 3 279 0 1581 0 31 93 0 3460 6734 9120 0

в ра-боте

с туффита

Добыча нефти, т

Закачка пара, т

с гале-реи

с про-рывом пара

по-пут-ная

тепло-вым ме-тодом

Добыча воды, т

с гале-реи

в ра-боте

с туф-фита

в без-дей-

ствии

в про-стое

годме-сяц всего

в ра-боте

всего

Дата

в ра-боте

Нагнетательный фонд скважин, шт.

Добывающий фонд скважин, шт.

Скважино-сутки

нагнетания

Скважино-сутки добычи

с галереи в про-стое

в без-дей-

ствии

с про-рывом пара

с туффи-

та

Всегда в движении!Результаты расчета технологических

показателей по блоку Юг-2бис (Исходные данные)

20

Значение Ед.изм.0,15 MПa

8,0 0C0,5 дoли eд,

0,097 м0,8 MПa0,1 MПa

250,0 м250,0 м

12,0 мкм2

0,2 дoли eд,46,4 тыс.т

2007 96 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,902008 96 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,892009 84 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,782010 72 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,672011 60 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,562012 54 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,442013 48 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,392014 36 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,322015 36 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,222016 24 0,8 0,5 250 46 0,8 250 9 0,22

Koэффициeнт пpoницaeмocти тpeщин Дoля нeфти в кpупныx пopax и тpeщинax

коли-чество,

штзакачка,

тыс.т

Исходные данные по характеристике блока

Наименование показателяПлacтoвoe дaвлeниe (cpeднee)

СкважиныХарактеристики пара на

входе в пластГоды разра-ботки

Cpeдняя длинa дoбывaющиx cквaжин в уклoнe Cpeдняя длинa нaгнeтaтeльныx cквaжин в уклoнe

парораспределительныедобывающиекоэффи-циент

эксплу-атации, доли ед.

сухость, доли ед.

коэффи-циент

эксплу-атации, доли ед.

Teмпepaтуpa плacтa нaчaльнaя Cуxocть пapa Диaмeтp дoбывaющиx cквaжин Дaвлeниe нa уcтьe: нaгнeтaтeльныx cквaжин дoбывaющиx cквaжин

дав-ление, МПа

средняя длина в пласте,

м

коли-чество,

шт

средняя длина в

пласте, м

Добыча нефти на естественном режиме

Исходные данные для прогноза по хapaктepиcтикам пapa и cквaжинам


Результаты расчета технологических показателей по блоку Юг-2бис

21

2004 12,0 3,9 50,3 8,7 8,7 23,3 23,3 5,97 5,97 0,006 0,0752005 29,8 35,2 85,5 69,9 78,6 116,0 139,3 3,30 3,56 0,052 0,1272006 44,7 43,1 128,6 79,1 157,7 121,3 260,6 2,81 3,17 0,064 0,191

2007 56,6 45,1 173,7 150,1 307,8 96,0 356,6 2,13 2,05 0,067 0,2572008 66,4 49,5 223,2 171,1 478,9 96,0 452,6 1,94 2,03 0,073 0,3312009 73,6 40,3 263,5 158,8 637,7 84,0 536,6 2,08 2,04 0,060 0,3902010 79,0 38,6 302,1 179,5 817,2 72,0 608,6 1,87 2,01 0,057 0,4482011 82,8 33,6 335,7 170,3 987,5 60,0 668,6 1,79 1,99 0,050 0,4972012 85,2 27,9 363,6 116,3 1103,8 54,0 722,6 1,94 1,99 0,041 0,5392013 87,2 19,3 382,9 108,4 1212,2 48,0 770,6 2,49 2,01 0,029 0,5672014 88,5 15,6 398,5 113,7 1325,9 36,0 806,6 2,31 2,02 0,023 0,5902015 88,8 14,2 412,7 127,9 1453,8 36,0 842,6 2,54 2,04 0,021 0,6112016 88,3 11,3 424,0 148,0 1601,8 24,0 866,6 2,12 2,04 0,017 0,628

Фактические показатели до начала прогноза

Прогноз

Темп отбора нефти

от геологи-ческих

запасов, доли ед.

КИН, доли ед.

текущаянакоп-ленная



Средняя темпе-ратура пласта,

0С

Добыча нефти, тыс.т

Добыча воды, тыс.т

Закачка пара, тыс.тПаронефтяное отношение, т/т

текущеенакоп-ленное

Годы разра-ботки


22

Сопоставление факта и прогноза на 2007 – 2010 гг. показателей разработки по подземно-поверхностной

системе

проект фактотклонение от проекта,

%проект факт

отклонение от проекта,

%проект факт

отклонение от проекта,

%

2007 182,6 179,9 -1,5 443 496,9 12,2 2,43 2,76 13,92008 259,0 257,3 -0,7 792 766,9 -3,2 3,06 2,98 -2,52009 279,1 255,8 -8,3 798 522,9 -34,5 2,86 2,04 -28,52010 323,1 315,1 -2,5 798 741,2 -7,1 2,47 2,35 -4,8

Итого 1043,8 1008,1 -3,4 2831 2527,9 -10,7 2,71 2,51 -7,5

Добыча нефти, тыс.т Закачка пара, тыс.т Паронефтяное отношение, т/т

Год


23

Сравнение КИН и накопленного паронефтяного отношения по системам термошахтной

разработки

Рисунок 4.4 - КИН по системам термошахтной разработки

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

естест-венный.режим

2 4 6 8 10 12

Годы разработки

КИ

Н,

до

ли

ед

.

Двухгоризонтная Одногоризонтная Подземно-поверхностная

Рисунок 4.5 - Накопленное паронефтяное отношение по системам термошахтной разработки

0

1

2

3

4

5

6

7

1 ввод 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Годы разработки

Пар

онеф

тяно

е от

нош

ение

, т/т

Двухгоризонтная Одногоризонтная Подземно-поверхностная


24

Принципиальная схема распространения тепла и пара в пласте при одногоризонтной и подземно-

поверхностной системах

Добывающая скважина

Галерея

Термоизолирован-ная колонна

Распростра-нение тепла (пара)

Подземная нагнетательная скважина

Горячая жидкость

Прогрев приустьевой зоны

Одногоризонтная система

Обычная колонна

Закачка пара

Добывающая скважина

Галерея

Распростра-нение тепла (пара)

Подземная парораспределительная скважина

Горячая жидкость

Прогрев приустьевой зоны

Подземно-поверхностная система

Обычная колонна

Поверхностная нагнетательная скважина. Закачка пара


25

тыс.т % тыс.т %

до 0,4 817,3 6,6 2307 9,9 0,354 190,4 - 0,5 2923,6 23,5 6300 27,1 0,464 200,5 - 0,6 5175,5 41,6 9434 40,7 0,549 220,6 - 0,7 2356,1 18,9 3678 15,8 0,641 24более 0,7 1163,3 9,4 1488 6,4 0,782 26

Итого 12435,8 100,0 23207 100,0 0,538

Средний КИН

Среднее время

разработки, годы

Запасы

КИН

Добыча нефти

КИН по отработанным блокам и эксплуатируемых на КИН по отработанным блокам и эксплуатируемых на гравитационном режиме (без закачки пара)гравитационном режиме (без закачки пара)


26

Характерные блоки с КИН Характерные блоки с КИН >> 0,65 0,65

Характерные блоки с КИН > 0,65

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Годы разработки

КИ

Н, д

оли

ед.

Южный 1-бис 1Т-2 п/п Вэу-3 3Т-1


27

Конструкция подземных скважин


28

Увеличение протяженности подземных скважин с 300 до 800 м

300 м. Проходка горных выработок 4620 м 800 м. Проходка горных выработок 2370 м


29

Система автоматизации при эксплуатации блоков термошахтным способом в закрытом

режиме


30

Комбинированная система термошахтной разработки (подземно-поверхностная и

одногоризонтная)

Добыва ю щая

скваж и на

Гал ерея

Распростр а-

нение тепла

(пара)

Подземная

парораспределительная

скв а жина

Горячая

жи д кость

Поверхностная

нагнетательная

скв а жина .




31

Схема горных выработок на нефтешахте 1

Площадь в разработке на трех нефтешахтах Яреги – 436 га. Протяженность действующих горных выработок – 119 км. Удельная проходка – 273 м/га


32

Принципиальная схема новой шахты (минишахта)

1000 м (300 м)

1000 м (300 м)500 м 500 м 500 м 500 м

2,5 м

Граница минишахтыПодземные скважины

Поверхностные нагнетательные скважины

Горная выработка

Нефтяной пласт

Шахтные стволы

300 1000шт. 6 2 2км 119 5 5га 436 148 714

м/га 273 34 7

Количество шахтных стволовПротяженность горных выработокПлощадь в разработкеУдельная проходка горных выработок

Сравнение параметров действующих шахт и минишахт 01.01.2011

Наименование показателя Ед. изм.Дейст-вущие шахты

Минишахтыпротяженность

подземных скважин, м


33

1. Прочность пород должна обеспечивать устойчивость горных выработок.

2. Газовый фактор до 10 – 15 м3/т.

3. Температура пласта не выше 26 0С.

Условия возможности применения шахтного и Условия возможности применения шахтного и термошахтного способа на нефтяных термошахтного способа на нефтяных

месторожденияхместорождениях


34

Выводы по термошахтной разработке Выводы по термошахтной разработке месторождений высоковязкой нефти и природных месторождений высоковязкой нефти и природных

битумов битумов ООО «ПечорНИПИнефть»

1. Разработанная методика позволяет достаточно надежно прогнозировать технологические показатели термошахтной

разработки

2. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения показывает реальность достижения КИН > 0,5 на

месторождениях высоковязкой нефти и природных битумов.

3. Совершенствование систем термошахтной разработки позволяет существенно снизить затраты на добычу тяжелой нефти и в перспективе довести затраты до уровней добычи

легкой нефти.

4. Условия применимости термошахтного способа добычи не являются жесткими для внедрения его на месторождениях

тяжелой нефти

5. Шахтный способ добычи нефти может применяться и на месторождениях легкой нефти с истощенной пластовой

энергией и невысоким газовым фактором


35

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕСПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Documents

Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев