Образование и история обустройства ярегского месторождения нефти(2018г)

Главгосэкспертиза РФ одобрила проект очередного этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения

Главгосэкспертиза РФ рассмотрела и одобрила проект этапа обустройства Ярегского нефтяного месторождения.

Об этом пресс-служба Главгосэкспертизы сообщила 25 октября 2017 г.

Рассмотренный проект предусматривает строительство инфраструктуры для обслуживания 46 паронагнетательных скважин на 10 кустовых площадках на Лыаельской площади.

В частности, будет обустроена система промысловых трубопроводов для сбора нефти с добывающих скважин Лыаельской площади, а также нефтегазосборные трубопроводы, паропровод для транспортировки пара до кустовых площадок с последующей его закачкой в пласт для поддержания необходимой температуры и снижения вязкости добываемой нефти, линии электропередач и автомобильные дороги.

Внимание!

Изучив представленные материалы, Главгосэкспертиза РФ пришла к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям техрегламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация – результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

Реализация проекта, рассмотренного Главгосэкспертизой РФ, позволит нарастить темпы добычи.

Благодаря запуску новых объектов в рамках проекта «Ярега», объем добычи тяжелой высоковязкой нефти увеличится в 1,5 раза – с 900 тыс т в 2016 г до 1,34 млн т в 2017 г.

В перспективе проект позволит увеличить объемы добычи на Яреге до 4 млн т к 2021 г.

Финансирование строительства будет осуществлено за счет средств ЛУКОЙЛ-Коми, дочки ЛУКОЙЛа.

В 2017 г ЛУКОЙЛ инвестирует в развитие промышленных объектов на территории республики Коми 70 млрд руб, объем инвестиций на 2018 г запланирован примерно на том же уровне.

Ярегское месторождение является ключевым для ЛУКОЙЛа в республике Коми, также в числе приоритетных проектов – месторождения Денисовской впадины в Усинском районе.

Ярегское месторождение расположено в южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в республике Коми.

Месторождение включает 2 основные разрабатываемые площади – Ярегскую и Лыаельскую.

Важно!

Месторождение было открыто в 1932 г, а опытная эксплуатация скважинами началась в 1935 г.

Нефть Ярегского месторождения – тяжелая, смолистая, высоковязкая, малопарафинистая, ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м3.

серы составляет порядка 1%, парафина – 0,5%.

Из нефти Ярегского месторождения производят химические продукты для космической, дорожно-строительной и фармацевтической отраслей, а также дизельное топливо для сверхнизких температур, на котором работают суда Северного и Арктического флотов.

С 1972 г в целях повышения нефтеотдачи на Ярегском месторождении началось внедрение термошахтной технологии добычи, которая заключается в использовании паронагнетательных скважин для разогрева нефтенасыщенных горных пород.

Такой метод способствует максимальному извлечению нефти из недр.

На Ярегском месторождении впервые в мире был реализован проект встречного термогравитационного дренирования пласта путем закачки пара в скважины с длиной ствола до 1 км.

Ранее Главгосэкспертиза РФ выдала 6 положительных заключений по предыдущим этапам обустройства Ярегского нефтяного месторождения. 

Обсудить на Форуме

Источник: https://neftegaz.ru/news/view/166151-Glavgosekspertiza-RF-odobrila-proekt-ocherednogo-etapa-obustroystva-Yaregskogo-neftyanogo-mestorozhdeniya

Разработка Ярегского месторождения

В истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

  • опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;
  • шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;
  • термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935 – 1945гг. На двух участках общей площадью 432тыс.м2 пробурили 73 скважины с расстоянием между ними 70-100м. Размещение скважин на отработанных площадях осуществлялось по треугольной сетке.

Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т при первоначальных запасах 42,5тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил около 0,02 от запасов.

Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.

Начиная с 1937г., на Ярегском месторождении были построены три нефтяные шахты глубиной 145-200м.

Нефтяная шахта представляет собой комплекс подземных и поверхностных сооружений, а именно:

  • два вертикальных ствола диаметром от 4,5 до 8,0м,глубиной 180-200м (один подъёмный – для спуска – подъёма людей, материалов и оборудования, выдачи породы, подачи свежего воздуха в шахту; второй вентиляционный – для выполнения вспомогательных операций, аварийного спуска – подъёма, выдачи отработанного воздуха с шахты), оборудованных клетевыми подъёмами;
  • поверхностный комплекс шахты, включающий надшахтные здания стволов, здания подъёмных машин, здание вентиляторной и объекты подсобно-вспомогательного хозяйства (котельная, пожарная насосная с резервуарами, компрессорная и т. д.);
  • комплекс подземных выработок и камер околоствольного двора для обмена вагонеток, электроподстанции, электровозного депо, склада взрывчатых материалов, для сбора, подготовки и откачки нефти и воды из шахты;
  • подземные выработки подготовки шахтного поля: откаточные (для транспорта и подачи свежего воздуха), вентиляционные (вспомогательные и выдачи отработанного воздуха);
  • нарезные подземные горные выработки – участки добычи нефти.

На первом этапе (с 1939 по 1954гг.) шахтная добыча нефти осуществлялась по «ухтинской» системе (Рис.1).

Рисунок 1 -Ухтинская система 

Сущность её заключалась в следующем. В 10-З0 м от кровли нефтяного пласта проводились полевые штреки с расположенными в них на определённом расстоянии друг от друга буровыми камерами.

Из камер бурились кусты скважин с расстояниями между забоями от 12 до 25м. Первоначально подземные скважины эксплуатировались фонтанным способом, а затем путём закачки сжатого воздуха (эрлифтом).

Совет!

За 15 лет разработки по «ухтинской» системе было добыто на трёх нефтешахтах около 3000 тыс.т нефти. Добыча нефти с 10тыс.

м2 площади достигла около 2500 т, что в три раза больше по сравнению с разработкой скважинами с поверхности. Нефтеизвлечение на разработанной площади составило 6,2%.

В 1954г. на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки – уклонно- -скважинная, при которой процессы бурения и добычи нефти были перенесены непосредственно в нефтяной пласт (Рис.2).

Рисунок 2 – Уклонно–скважинная система 

На основном горизонте в10 – 30м от кровли пласта проводились парные этажные штреки (откаточный и вентиляционный) и сбойки между ними. Шахтное поле разбивалось на блоки – участки площадью 8-14х10 м , имеющими в плане шестигранную форму.

Из штреков через 300 — 400м в центр блока в нефтяной пласт проводились две параллельные выработки (уклон и ходок).

В пласте – в кровле или подошве – закладывалась дренажная камера (галерея), из которой разбуривался весь блок кустом веерообразно расходящихся скважин в 2 – 4 яруса, в зависимости от толщины пласта. Количество скважин в галерее – 150 -300 штук длиной до 300 м.

Всего по уклонно – скважинной системе с 1954 по 1972гг. было добыто около 4300 тыс. т нефти. Извлечение нефти практически осталось таким же, как при ухтинской системе – 5,88%.

В целом за 33 года эксплуатации Ярегского месторождения на естественном режиме истощения шахтным способом было добыто около 7500 тыс.т нефти. Нефтеотдача на разработанных площадях трёх шахтных полей составила 3,5%, а в целом по месторождению не превысила 2,2%.

Внимание!

В результате скважинной разработки с высокой плотностью сетки бурения энергетические ресурсы залежи были истощены.

Добыча нефти неуклонно снижалась, а себестоимость росла. В 1972г. был самый низкий годовой объём добычи – 130 тыс.т, в том числе 90,0 тыс.

т нефти уже добывалось с применением теплового воздействия на пласт.

К началу 70 – х годов эксплуатация месторождения на естественном режиме полностью себя исчерпала, и встал вопрос закрытия шахт и трудоустройстве населения общей численностью 10,5 тыс. человек.

Однако высокое качество и большие остаточные запасы нефти обусловили необходимость поисков таких методов доразработки месторождения, которые обеспечили бы эффективное извлечение нефти.

С этой целью были опробованы такие методы интенсификации, как законтурное заводнение, закачка горячей воды, репрессия сжатым воздухом, гидроразрыв пласта и др.

Тем не менее положительных результатов они не дали из-за горно-геологических особенностей залежи.

Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968г. на нефтешахтах №1 и №3.

В этих экспериментах для закачки пара и отбора нефти использовались скважины, пробуренные с туффитового горизонта (по ухтинской системе).

В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в несколько раз повысить нефтеотдачу. Это послужило основанием для дальнейшего расширения масштабов применения теплового воздействия.

Важно!

В 1971г. количество площадей, повторно разрабатываемых с туффитового горизонта, достигло 150 тыс. м2.

Однако при расширении масштаба работ возник ряд технических осложнений, таких как прорывы пара в горные выработки при увеличении давления закачки свыше 0,5Мпа, пробкообразование эксплуатационных скважин, большие затраты на оборудование и эрлифтную эксплуатацию скважин, сложность регулирования процесса.

Одновременно с расширением опытно – промышленных работ по применению тепловой ухтинской системы проводились испытания двухгоризонтной системы теплового воздействия.

Сущность этой системы разработки заключалась в том , что пар закачивался через скважины туффитового горизонта, а отбор нефти осуществлялся через пологовосходящие скважины, пробуренные из уклона (Рис.3).

 Рисунок 3 – Двухгоризонтная система разработки

Сопоставление двух испытываемых систем показало, что при двухгоризонтном расположении скважин удалось устранить основные недостатки, присущие ухтинской системе, и достичь более высоких экономических показателей. В связи с этим с 1972г. начал осуществляться перевод всех площадей на разработку по двухгоризонтной системе путём разбуривания пласта пологовосходящими скважинами из уклона.

Источник: http://petrolibrary.ru/razrabotka-yaregskogo-mestorozhdeniya-skvazhinnyimi-sistemami.html

Особенности совместной разработки нефти и титановой руды

(по материалам доклада на конференции “«Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов»”, Ухтинский Государственный технический университет, 12-13 ноября 2009 г.)

Виктор Иванович Власенко, главный инженер ОАО “ЯрегаРуда”

Проблемы разработки и последующей экономически эффективной эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов существовали с момента из открытия и подготовки к освоению.

Проблемы свойственны для всех месторождений высоковязких нефтей и индивидуальны для каждого, так, как нет двух одинаковых месторождений с аналогичными геолого-физическими характеристиками.

Месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, с середины прошлого столетия рассматривались как наиболее перспективные источники углеводородного сырья в будущем. Необходимо учитывать, что нефть – не только энергетическое сырьё.

Это прежде всего сырьё для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения,  поэтому важно научиться более полно извлекать нефть из продуктивных пластов, тем самым сохранить ее запасы на более длительное время.

Совет!

  Сегодня нефтяные компании, на наш взгляд, вооружены целым рядом современных методов разработки месторождений, позволяющих достичь более высокой нефтеотдачи, в том числе и на месторождениях с высоковязкой нефтью и природными битумами.

Как показала практика, на первый план отчетливо выступает тенденция применения на таких месторождениях термических методов добычи нефти.

В США, Венесуэле, Канаде термические методы широко применяются на месторождениях тяжелых нефтей и битумов, для которых этот метод признан единственным.

Признанные «светила» нефтяного дела, «классики» современных методов интенсификации добычи нефти: уважаемые профессора Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Гарушев А. Р., Вахитов Г. Г., Рузин Л. М. и многое другие однозначно высказываются о том, что эффективность внедрения любых методов воздействия на продуктивный пласт – это система, основное место в которой занимает четкое понимание геолого-физических, гидродинамических условий нефтяной залежи, а также достоверный анализ опыта применения того или иного метода, для аналогичных условий продуктивного пласта. 

Время и конкретные условия, как геолого-промысловые, так и технико-технологические, в конечном счете, экономические, (а в некоторых случаях и политические) ставят свои определённые задачи при решении этих проблем. Ярким примером в решении таких проблем и поставленных для их решения задач может служить почти 80-ти летняя история освоения Ярегского месторождения (рисунок 1). 

Месторождение, открытое в 1932 году Ухтинской комплексной геологоразведочной экспедицией, по тем временам было впечатляющим, вызвало большой интерес в нефтяных кругах и стало предметом рассмотрения в высших органах власти.

К решению задачи как заставить нефть «выйти» из пласта при столь низком пластовом давлении, чрезвычайно высокой вязкости, привлекается вся инженерная мысль не только Ухты, но и целой страны.

Все сходились в одном – необходимо приблизиться к нефтяному пласту, войти в него, а это возможно при помощи шахт, метода, который имел к тому времени уже двухсотлетнюю историю (с 1745 года на месторождении Пешельбронн (Pechelbronn) , бассейн Рейна, велась промышленная разработка как тяжелой, так и легкой нефти шахтами и скважинами с поверхности).

Рисунок 1. Ярегская нефтяная шахта.

Первая шахтная нефть Яреги была добыта в 1939 году. В 1940 году на первой нефтешахте «на гора» поднято 5,9 тыс. тонн нефти, в 1942 г. – 55,9 тыс. тонн, в 1944 г. уже 101,7 тыс. тонн.

Рисунок 2. Ухтинская система разработки.

Добыча велась по «Ухтинской системе разработки…» (рисунок 2), при которой из горной выработки, находящейся выше продуктивного пласта на 25 метров, бурились эксплуатационные скважины и нефть, за счет энергии пласта, по ним поднималась на этот горизонт и далее откачивалась на поверхность. В 1945 году шахтами Яреги было добыто 157 т. тонн нефти, в 1948 г.- 305, а в 1952 году добыча составила 390 тыс. тонн нефти. В условиях ведения войны, в послевоенный период становления экономики страны, задачи, стоявшие перед инженерами, специалистами, работающими на месторождении были успешно решены. Время меняло условия работы нефтяного пласта, энергия его истощалась, необходимо было решать новые задачи, как увеличить нефтеизвлечение. На основании опытных работ, проведенных в 1951-1953г.г. началось внедрение «уклонно-скважинной системы» разработки, обладающей рядом преимуществ по отношению к «ухтинской…», но она не решила главной задачи – увеличения коэффициента извлечения нефти их пласта. И опять новые проблемы. Достигнутый уровень добычи нефти в объёме 390 т.тонн начал снижаться. Увеличить его было возможно при огромных объемах горных работ, бурения новых подземных скважин, ввода новых площадей в разработку, но это требовало больших затрат, добыча нефти становилась экономически неоправданной. Необходимо было найти «прорывную» технологию, обеспечивающую решение проблем. Такая технология была предложена, опробована и после проведения большого объема опытных работ по тепловому воздействию на продуктивный пласт в условиях шахтной разработки, с 1972 года началось широкомасштабное внедрение (Рисунок 3) «двухгоризонтной системы» термошахтного способа разработки на всех нефтешахтах.

Рисунок 3. Двухгоризонтная система разработки

Талантливыми инженерами Яреги, учёными профильных институтов понадобилось десяток лет для того чтобы остановить падение добычи нефти, найти, испытать, доказать и начать промышленное внедрение нового радикального способа извлечения нефти и, что особо важно, использовать всё то, что было создано на месторождении для добычи нефти прежними системами разработки, и в последующем достичь КИН до 60%. В тоже время были начаты опытно-промышленные работы по тепловому воздействию на пласт с поверхности земли на площадях, не затронутых подземной системой разработки (ОПУ-1- Лыа-ельская площадь) За время проведения ОП работ на ОПУ-1 был достигнут КИН – 35%.

Внимание!

В настоящее время продолжается поиск и совершенствование технологий добычи нефти на месторождении (рисунок 4). Так с 1999 г., на нефтешахтах проводились опытно-промышленные работы по испытанию подземно-поверхностной технологии.

За период испытания новой технологии получен достаточный материал для проведения анализа разработки и подтверждена методика расчета технологических показателей разработки по предложенному способу.

Данный метод позволил увеличить годовой объём добычи нефти в настоящее время до 690 тыс. тонн без существенной реконструкции мощностей, но с серьёзными отступлениями и не выполнением ОТМ, обеспечивающих заявленные преимущества данного способа, по отношению к существующим.

(двухгоризонтная, одногоризонтная, панельная системы) и ту эффективность, ради которой эта технология внедряется.

1. Шахтный ствол 5. Скважина с поверхности(нагнетательная)
2. Галерея 6. Добывающая скважина
3. Нефтяной пласт 7. Парораспределительная скважина
4. Граница участка

 Рисунок 4. Подземно-поверхностный способ разработки

В тот же период были начаты опытно-промышленные работы с применением поверхностных технологий, предложенной Л.М. Рузиным, на площадях ранее отработанных по уклонно-скваженной системе, шахтным способом на естественном режиме истощения.

Технология предусматривала циклическую закачку пара (пароциклическую обработку) с переводом скважин в конце цикла закачки в режим эксплуатации.

Опытные работы велись в границах шахтного поля 2 бис – ОПУ-99, на третий год разработки этого участка появились положительные контуры эффективности этой технологии, По предложениям специалистов института «РосНИПИтермнефть», руководитель Джалалов К. Э., в ходе ОПР в технологию вносятся корректировки, связанные с переводом контурного ряда скважин, после 3-й пароциклической обработки в режим постоянного нагнетания, то есть сочетание пароциклики с площадным вытеснением. К сожалению, «политические» мотивы не позволили продолжить ОПР и получить реальные результаты.

Начиная с 2004 года на одном их участков месторождения осуществляется адаптация к условиям Ярегского месторождения rанадского способа разработки – термо-гравитационного дренирования, сущность которого заключается в разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поверхности.
Эффективность любой системы разработки определяется, безусловно, экономическими показателями – затратами на добычу нефти, темпами отбора и коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Но эффективность системы разработки, по нашему глубокому убеждению, нельзя отрывать от эффективности использования добытого минерального сырья, особенно, такого как Ярегская нефть.

История разработки месторождения, история создания и развития Ухтинского нефтеперерабатывающего завода, является ярким примером того, что Ярегская нефть всегда представляла высочайшую ценность, как сырьё для получения особых, уникальных продуктов переработки, говоря экономическим термином «продукции с высокой прибавочной стоимостью». (В качестве примера эффективного использования сырья можно привести карьерный способ добычи нефти из битуминозных песков в Канаде, месторождение Атабаска – ГОК «Синкруд» Q- 3 млн.м3/год синт.нефти и все, что поднято «на гора»,  эффективно перерабатывается в высоколиквидные товарные продукты. Сегодняшние проблемы Ярегского месторождения лежат уже не в плоскости геологических и технологических, а находятся в разряде экономических и политических.

Особенности геологического строения Ярегского месторождения, где в одном продуктивном горизонте сосредоточены большие запасы высоковязкой нефти и огромные запасы титановой руды, сырья для получения целого спектра высокотехнологичных, инновационных продуктов переработки, должны стать определяющими при формировании стратегического подхода к освоению этой природной кладовой, в том числе и системного подхода к определению технологии добычи нефти.

По нашему мнению такой подход должен быть направлен на поиск эффективной системы разработки двух взаимосвязанных полезных ископаемых, а объемы добытой нефти определялись не «пиар-компаниями», с головокружительными цифрами от 3 до 5 млн.

тонн годовой добычи, а расчётом экономической эффективности «Предприятия по добычи и переработки высоковязкой нефти», с продуктами, востребованными современным рынком, отнесенными к категории импортозамещающих: трансформаторных, гидравлических, индустриальных масел, специальных белых, медицинских масел, высококачественных дорожных и строительных битумов.

В пределах всей Ярегской площади месторождения под нефтяным старооскольским горизонтом, частично находящимся в настоящее время в разработке, через небольшую аргиллитовую покрышку, средней мощностью 10 метров, расположен рудный афонинский горизонт, где сосредоточены основные промышленные запасы титановой руды (рисунок 5).

Рисунок 5. Разрез продуктивного пласта

Важно!

Вывод: Многолетний практический опыт разработки месторождения, детальная изученность продуктивного пласта: его коллекторских свойств и гидродинамических особенностей, научная обоснованность прогноза технологических показателей разработки позволяет исключить любые технологические риски при эксплуатации существующих нефтедобывающих мощностей и их обновлении, а также при вовлечении в разработку новых площадей.

Основной задачей в современных условиях развития и интенсификации добычи высоковязкой нефти, является использование новых технических решений, ключевое звено которых – экономически эффективный механизм доставки теплоносителя к конкретному участку недр, а так же решения по выбору высокотехнологичного оборудования для извлечения нефти. Варианты могут быть различны для конкретных участков месторождения, находящихся на разных стадиях разработки и освоения. По нашей оценке, эта задача сегодня успешно решается внедрением подземно-поверхностной технологии добычи нефти, на площадях ранее отработанных по уклонно-скважинной системе, в том числе и в пределах лицензионного участка ОАО «ЯрегаРуда».

Лицензионный участок ОАО «ЯрегаРуда» расположен в северо-западной части Ярегского месторождения, в пределах шахтного поля 3 бис.

Составной частью проекта комплексного освоения участка месторождения в пределах горного отвода компании, наряду с титановым рудником, обеспечивающим добычу нефтетитановой руды, является производство по добыче нефти термошахтным, подземно-поверхностным способом.

Особенности горно-геологических условий залегания нефтяной и рудной залежей на шахтном поле 3бис, где выше рудной залежи расположен продуктивный нефтяной пласт, в котором балансовые запасы нефти занимают около половины площади рассматриваемого участка, определили основной подход к очередности отработки запасов нефти и руды.

Обоснование технико-технологических решений по эффективной разработке титановой залежи участка месторождения, на этапе подготовке к проектированию, потребовало дополнительного детального изучения геологического строения участка, уточнения физико-механических и деформационных характеристик пород, характера водоносных горизонтов и фактических данных о первоначальной эксплуатации нефтяной залежи участка месторождения. Геомеханическое обоснование сохранности горного массива и оценка его напряженного состояния с учетом параметров основных разрывных нарушений для условий титановой залежи, явилось определяющим фактором необходимости опережающей добычи нефти из вышележащего старооскольского горизонта, так как при опережающей добыче руды, возникает ряд геологических проблем, а именно, нарушение устойчивости массива горных пород при ведении очистных работ, что может привести к обрушению и просадкам вышележащих пород и в конечном итоге нарушить гидродинамическую систему нефтяной залежи.

С целью исключения негативного влияния ведением горных работ по отношению к вышезалегающему нефтяному горизонту с балансовыми запасами нефти шахтное поле рудника разделено на два участка:

 – участок 1 очереди отработки, расположенный в западной части шахтного поля и содержащий забалансовые запасы нефти;

 – участок 2 очереди отработки, расположенный в восточной части шахтного поля и содержащий балансовые запасы нефти.

В период разработки 1-ой очереди рудной составляющей, (в соответствии с проектным сроком отработки 16 лет) отрабатывается нефтяная часть в пределах участка 2-й очереди. (Рисунок 6).

Рисунок 6. План разбуривания двумя панелями. 

Совет!

На стадии подготовки «Технологического проекта разработки нефтяной части…» для данного участка месторождения были рассмотрены четыре варианта возможных технологий.

Анализ применяемых на месторождении технологий, прогноз технологических показателей разработки и расчет экономической эффективности по рассмотренным вариантам, в сочетании с особенностью горно-геологических условий залегания нефтяной и рудной залежей в пределах участка, определили наиболее эффективный способ для данного участка недр – подземно – поверхностный. Технические решения, предложенные в проекте, обеспечили возможность добычи нефти из вышележащего старооскольского горизонта с использованием подготовительных горных выработок для добычи титановой руды из нижележащего афонинского горизонта, в сочетании с одновременной добычей титановой руды.

Предложенный способ совместной разработки месторождения титаносодержащих руд и высоковязкой нефти, залегающих в одном пласте, обеспечивает ускорение вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи высоковязких углеводородов, сокращения срока разработки участка и подготовки его к очистной выемке нефтетитановой руды, на этапе 2-й очереди отработки рудной составляющей. (Рисунок 7).

Рисунок 7. Принципиальная схема вскрытия и подготовки рудной залежи для комплексной разработки на нефть и титан

Сущность способа заключается в следующем: в подкровельном слое рудной части месторождения проходят систему горизонтальных горных выработок для ее подготовки к разработке, из которых проводят восстающие в нижнюю часть пласта высоковязких углеводородов и нарезают в ней галерею. Из галереи бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие разветвлённые скважины. С поверхности бурят вертикальные скважины, в них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие скважины, которые бурят из галереи параллельно добывающим скважинам. Парораспределительные и добывающие разветвлённые скважины бурят из одного места галереи в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости. При бурении подземных скважин, компоновка низа БК комплектуется забойным двигателем (ЗД) – Д85. Транспорт добытой жидкости осуществляется самотеком по канавкам, оборудованным в галереи, далее по восстающим и в горные выработки подкровельного слоя рудной залежи, где обустроена ЦНПС. (Рисунок 6).

Объектом разработки является участок надрудного горизонт D2st общей площадью 77,5 га, с геологическими запасами 2 526 тыс. тонн нефти.

Основные технологические показатели разработки, уровни добычи нефти, характеристика фонда скважин, объемы закачиваемого теплоносителя и его параметры обеспечивают достижение КИН равным 54%. 

Нефтетитановая руда, добытая в процессе ведения горных работ, как ГКР и ГПР, так и очистной выемки, выдается на поверхность по наклонному скиповому стволу и далее по конвейерной галерее поступает на обогатительную фабрику.

Проектом предусмотрена переработка на обогатительной фабрике 650 тыс. руды в год с содержанием TiO2 -9,82% и нефти -7,55%.

В результате флотационного обогащения получают нефтетитановый концентрат с суммарным извлечением двуокиси титана около 90% и нефти – 94%. 

Методом экстрагирования в цехе экстракции с отделением ректификации производится разделение минеральной и органической фаз коллективного нефтетитанового концентрата. При этом в качестве продуктов получаются: 

– лейкоксеновый концентрат;

– обезвоженная экстракционная товарная нефть.

Заключение:

Внимание!

Опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти позволяет уверенно прогнозировать возможность распространение технологий на новые, ещё не вовлеченные в разработку аналогичные месторождения высоковязких нефтей и природных битумов.

Использование описанного способа совместной разработки титаносодержащих руд и высоковязкой нефти позволяет более высокими темпами подготовить участки совместного залегания нефти и руды к очистной выемке титановой руды, а метод экстракции нефти из нефтетитанового концентрата обеспечивает достижения КИН более 90%.

Источник: http://www.yaregaruda.ru/ru/node/13

Официальный сайт АО «Гипровостокнефть»

В 2015 году производственная деятельность АО «Гипровостокнефть» была сосредоточена на выполнении крупных проектов по комплексному обустройству месторождений – Среднеботуобинского месторождения ОАО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», Харьягинского месторождения (совместно с компанией «Тоталь РРР»), Куюмбинского месторождения (ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз»). По проекту обустройства Сузунского месторождения («Роснефть», «Ванкорнефть») выполнен проект по вводу в эксплуатацию полигона размещения отходов производства и потребления, завершено проектирование УПН производительностью 5,2 млн. т/год.

Завершается разработка обустройства месторождений Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП) на территории Ненецкого автономного округа (ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО») – Западно-Хоседаюского, Висового, Северо-Хоседаюского. Выполнен проект обустройства Ярегского нефтяного месторождения («Лукойл-Коми») с уникальной высоковязкой нефтью.

 Инжиниринг бурения:

В направлении инжиниринга бурения в 2015 г.

институтом разработана проектная документация по 23 эксплуатационным скважинам Северо-Хоседаюского месторождения, одной разведочной и 39 эксплуатационным скважинам Западно-Хоседаюского месторождения ЦХП ООО «СК «Русвьетпетро».

Специалисты института осуществляли авторский надзор за строительством нефтяных и газовых скважин на месторождениях Оренбургской и Ульяновской областей, а также месторождения Бока де Харуко Республики Куба.

Ключевым элементом в бурении стало начало работ по инженерно-технологическому сопровождению строительства скважин во взаимодействии со специалистами Управления по строительству и реконструкции скважин ОАО «Зарубежнефть»:

Научно-исследовательские работы:

Научно-исследовательские работы в 2015 г. были направлены на сопровождение разработки месторождений, обеспечение ДЗО ОАО «Зарубежнефть» геологической и проектной документацией, сопровождение проектов испытания новых технологий на месторождениях Компании.

  • По месторождениям ЗАО «Оренбургнефтеотдача» выполнены подсчеты запасов углеводородов на основе комплексной интерпретации данных сейсморазведочных работ и промыслово-геофизических данных по скважинам с построением постоянно-действующих геолого-гидродинамических моделей, рассмотрены варианты бурения горизонтальных скважин на Кирсановском месторождении с разработкой оптимизационных решений по размещению горизонтальных участков стволов скважин.
  • Институтом производится мониторинг выполняемых геолого-технических мероприятий по Пашкинскому, Кирсановкому и Черновскому месторождениям ЗАО «Оренбургнефтеотдача», Кондаковскому и Сулакскому месторождениям ООО «Ульяновскнефтегаз», а также Песчаноозерскому месторождению ОАО «Арктикморнефтегазразведка» и совместно с недропользователем корректируется перспективный план ГТМ с целью повышения уровней добычи нефти.
  • По месторождениям ООО «СК «Русвьетпетро» и ООО «Ульяновскнефтегаз» подготовлены проектные документы на разработку продуктивных пластов с построением моделей фильтрации флюидов, в том числе и модели с двойной пористостью и проницаемостью. В ходе реализации проектов системы новых технологий (СНТ) организована работа по испытаниям, адаптации и оценке перспективных технологий РИР, разработанных отечественными и иностранными компаниями.

Источник: http://www.gipvn.ru/o-kompanii/?ELEMENT_ID=162

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.