industry
advertisingSimilar presentations:
Обзор разработки Ярегского месторождения
1.
Всегда в движении!Обзор разработки
Ярегского месторождения
2011 г.
Начальник НШУ «Яреганефть»
В.Э. Гуляев
2.
Всегда в движении!Содержание
1.
Общие сведения о месторождении
2.
Добыча нефти шахтным способом
3.
Добыча нефти с поверхности
4.
Разработка титановой залежи
2
3.
Всегда в движении!Административное положение
месторождения
Ярегское нефтетитановое месторождение –
крупнейшее месторождение в России
по разведанным запасам нефти и титановой руды
3
4.
Всегда в движении!Ярегское нефтетитановое месторождение,
продуктивный пласт III
5КНГУ
40ПР-I
Ярегское месторождение
Ярегская
Лаыельская
Вежавожская
Основные геолого-физические характеристики пласта III
• Средняя глубина залегания, м……………………………… 186
• Тип залежи……………………………………………………пластовый сводовый
• Тип коллектора………………………………………………..поровый
• Пористость, %…………………………………………………26
• Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м……… 20
• Нефтенасыщенность, доли ед………….…………………….0,87
• Проницаемость, мкм²…………………………………………2,8
• Начальное пластовое давление, МПа……………………….1,4
• Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³……………..933
• Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с……………..12000
• Содержание серы в нефти, %...................................................1,2
• Содержание парафина в нефти, %...........................................0,4
• Газосодержание, нм³/т………………………………………..1,2
4
5.
Всегда в движении!История Ярегского месторождения
1932 г. - открытие нефтяной залежи Ярегского месторождения;
1937 г. – заложение первой в Союзе нефтяной шахты (№1);
1939 г. – начало добычи нефти на нефтешахте №1;
1942 г. – начало строительства нефтешахты №3;
1948 г. – начало строительства нефтешахты №2;
1939-1954 гг. – отработка по «ухтинской» системе, КИН 6,2%;
1954 г. – отработка по уклонно-скважинной системе, КИН 5,9%;
1968 г. – опытные работы по испытанию шахтного способа добычи нефти с
закачкой пара в пласт (термошахтный способ);
1972 г. – промышленный масштаб применения термошахтного способа;
1973-1990 гг – добыча нефти по двухгоризонтной системе разработки;
1998 г. – опытно-промышленные испытания подземно-поверхностной системы;
2003 г. – принятие новой технологической схемы Ярегского нефтяного
месторождения согласно которой, разработка осуществляется по подземноповерхностной системе;
2005 г. – внедрение технологии SAGD на ОПУ-3
2011 г. – внедрение технологии «Встречный SAGD» на ОПУ-5
5
6.
Всегда в движении!История разработки Ярегского месторождения
600
Добыча нефти, тыс.т
670
Начало применения
термошахтного способа
700
527
500
390
400
300
200
100
1932
1934
1936
1938
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
0
Отработка по
Началошахтная на естественном
уклоннорежиме
добычи
скважинной
нефти
системе, КИН
5,9%
>
>
1932
1939
Открытие
нефтяной
залежи
Ярегского
местрожд.
>
Отработка
по
"ухтинской
" системе,
КИН 6,2%
Добыча
Принятие новой
термошахтная
нефти по
Поверхностная
технологической
двухгориз.
системе
схемы (подз.поверх.система)
>
>
>
1954
1972
1973
Промышл.
масштаб
применения
термошахт.
способа
>
1990
>
1998
Опытнопромышл.
испытание
подземноповерхн.
системы
2003
6
7.
Всегда в движении!Добыча нефти шахтным способом
7
8.
Всегда в движении!Освоение Ярегской площади
8
9.
Всегда в движении!Ярегское нефтетитановое месторождение
- В настоящее время нефть добывается
из 3-х шахт;
- Глубина залегания кровли пласта 165-200м;
- Текущий уровень добычи — 0,6 млн.т/год;
9
10.
Всегда в движении!Схема расположения добычных блоков
Ярегской площади
10
11.
Всегда в движении!Системы разработки шахтных полей
на естественном режиме истощения пласта
L скв = до 60 м
Ухтинская система разработки
(1939-1954 гг.)
L скв = до 200-250 м
Уклонно-скважинная система разработки
(1954-1972 гг.)
11
12.
Всегда в движении!Системы разработки шахтных полей
с применением паротепловых методов
L скв = до 300-350 м
ООО «ПечорНИПИнефть»
Двухгоризонтная система разработки (1972 г -по настоящее время)
1
1 –Поверхностная паронагнетательная скважина
Подземно-поверхностная система разработки (2000 г -по настоящее время)
12
13.
Всегда в движении!Схема уклонного блока 1Т-2 нефтешахты №2
129
Балансовые запасы:
КИН:
1Т-2 ОПУ
1154 тыс. т
0,504
1Т-2 (без ОПУ)
469 тыс. т
0,672
13
14.
Всегда в движении!Технические характеристики бурового станка ПБС – 2Т
5. Расход воды на турбину, л/сек (м3/час)
(53)
Буровой станок ПБС-2Т;
1. Максимальный диаметр бурения, мм -200
2. Диаметр рабочих штанг, мм
-73
3. Максимальное усилие на забой, тонн -7,8
4. Максимальная мощность турбины, кВт
-22
-14,7
6. Частота вращения инструмента (об/мин)
и момент (кг/м)
а.) 1 скорость - 95 (157)
б.) 2 скорость - 132 (113)
Конструкция подземных скважин
при подземно-поверхностной
системе разработки
14
15.
Всегда в движении!Сравнение показателей по проходке и бурению
при протяженности подземных скважин 300 и 800 м
Наименование показателя
Проходка горных выработок
Количество подземных скважин
Общая протяженность подземного
бурения
Количество поверхностных
нагнетательных скважин
Общая протяженность
поверхностного бурения
Ед.
изм.
Протяженность
подземных
скважин
300 м
800 м
м.
40230
21070
шт.
2320
1325
м.
611850
582367
шт.
444
413
м.
82930
76870
15
16.
Всегда в движении!Буровой станок в работе
Начало бурения
Пробурено 0,5 м
Буровой станок в работе
Вертлюг
16
17. Технические характеристики комбайна КП-21
Всегда в движении!Технические характеристики комбайна КП-21
Показатели
Ед. изм.
Норма
м3/мин
0,3
Удельный расход
электроэнергии
кВт*ч/м3
23
Ширина питателя
мм
2400/3400
Производительность по
породе
Габаритные размеры:
ширина,
высота,
длина.
2,4
1,85
12,5
м
Выдвижение
исполнительного органа
мм
500
Размеры размаха стрелы
(по высоте, ширине)
м
4,5 - 6,5
Ходовая часть
гусеничная
Скорость цепи
м/с
0,9
Грузоподъемность
кг
200
м/мин
3,5
Скорость передвижения
17
18.
Всегда в движении!Технологическая цепочка добычи нефти
на Ярегском месторождении
18
19.
Всегда в движении!Добыча нефти с поверхности
19
20.
Всегда в движении!ОПУ-1
5
5бис
13
12
7
Площадь блока
6Н
6
41
9Н
05
53
5Н
1оц
3Н
53
1Н
07
4
1
5оц
50
3оц
Срок разработки
18 7Н
65
68
8Н
14
11
62
Балансовые запасы нефти
14бис
65
011
30
4Н
4оц
02
09
2бис
17бис
10
9
3
2
15
67
82
62
23
Эффективная нефтенасыщенная
толщина
16
17
35
27
31
68
110
20
24
70
36
10 0
28
24Н
32
68
75
73
34
22
30
26
100
52
80
37
95
78
33
29 97
25
21
40
10
0
120
98
120
68
44
43
42
140
140
47
48
60
46
150
0
14
87
54
53
140
52
51
45
82
100
39
100
38
50
49
100
55
0
10 0
8 0
640
42
60
5бис
57
63
73
68
10
0
46
140
Изотермы
Номер скважины
Температура
5
59
58
62
20
80
41
38
64
1973-1995 гг
416 тыс. т
22,5 м
Накопленная добыча нефти
140 тыс. т
Накопленная закачка пара
1076,8 тыс. т
78
120
1 00
18,2 га
66
65
72
71
Среднесуточный дебит скважины
по нефти
1,2 т/сут
Среднесуточный дебит скважины
по жидкости
11,8 т/сут
Обводненность к концу
разработки
99,4%
Накопленное паронефтяное
отношение
7,7 т/т
Пробурено скважин
90 ед
в т.ч. добывающих
нагнетательных
52 ед
25 ед
Коэффициент эксплуатации
0,8
Достигнутый КИН
0,32
20
21.
Всегда в движении!ОПУ-99 НШ-2бис
Площадь блока
9,2 га
Дата ввода в разработку
Июль 2000 г.
Применяемая технология
ПЦО
Начальные геологические запасы
320 тыс. т
Накопленная добыча нефти при
первоначальной разработке
шахтным способом
15,4 тыс. т
Начальные извлекаемые запасы
118 тыс. т
Текущие извлекаемые запасы
73,5 тыс. т
Добыто с применением
паротеплового воздействия
44,8 тыс. т
Накопленная закачка пара
278,4 тыс. т
Накопленное паронефтяное
отношение
6,2 т/т
Текущий КИН
0,139
Пробурено скважин
31 ед.
в т.ч. эксплуатационных
контр.-наблюдательных
нефтеспускных
29 ед.
1 ед.
1 ед.
21
22.
Всегда в движении!Метод термогравитационного дренирования пласта
(SAGD)
Процесс формирования
паровой камеры
22
23.
Всегда в движении!Характеристика скважин пробуренных на ОПУ-3
1 пара
2 пара
3 пара
Показатели
1ГС
доб.
2ГС
нагн.
3ГС
доб.
4ГС
нагн.
5ГС
доб.
6ГС
нагн.
Сроки
строительства,
2005 год
07.0318.03
26.0303.04
08.0422.04
28.0403.05
09.0514.05
20.0523.05
Фактическая
глубина, м
631
611
632
616
823
612
Горизонтальный
ствол, м
302
300
319
305
508
305
23
24.
Всегда в движении!Задачи, решаемые за период эксплуатации
ОПУ-3 Ярегского месторождения
• Впервые в мире реализована технология SAGD с пониженным
пластовым давлением;
• Получен опыт бурения горизонтальных скважин на небольшой
глубине, в т.ч. и с горизонтальной секцией длиной 1 км;
• Подобрано ГНО для высокотемпературных условий эксплуатации,
набирается статистика по наработке;
• Внедрена технология температурного контроля, локализованы
зоны прорыва пара;
• Выполняются мероприятия по тампонированию старых уклонов;
• Инструментальные замеры по продуктивности подтверждают
высокий потенциал скважин 1м3/1м интервала;
• Достигнут средний дебит по нефти 20 т/сут. на скважине с 300 м
горизонтальной секцией, что позволяет уверенно прогнозировать
дебит до 70 т/сут. на скважины с длиной секции 1 км;
• Подтверждено экономическое преимущество разработки по
технологии SAGD по сравнению с шахтным способом добычи;
• Отработка опытного участка позволит уточнить параметры новых
проектных и технологических документов
24
25.
Всегда в движении!Встречный SAGD
ОПУ-5 Ярегского месторождения
- Взаимное пространственное расположение стволов
- применение специальных полимерных растворов обеспечивающих вскрытие продуктивного горизонта на допустимой
репрессии и обеспечение необходимых смазывающих свойств промывочных жидкостей FloPro, Afronix (MI Swaco);
- Применение специальных оснасток обсадных колонн обеспечивающих спуск в наклонную и горизонтальную части
стволов скважин, а так же обеспечивающие крепление оптоволоконного кабеля на внешней стенке эксплуатационной
колонны. Часть оборудования было изготовлено под данный проект (Роликовые центраторы, башмаки, роликовый
кабельный протектор на муфту, специальные резьбовые смазки JET-LUB обеспечивающие герметичность резьбовых
соединений в условиях высоких температур, пакеры манжетного цементирования с кабель каналом PAYZONE);
- обсадные трубы с высоко-герметичными соединениями, фильтровая секция собственного дизайна с щелями
выполненными лазерной резкой на заводе в г. Москва. Глубина спуска труб рассчитана с учетом линейного теплового
расширения;
- устьевое оборудование для закачки пара и добычи с кабельным вводом;
- применение системы RMRS (Магнетик Векторинг) для ориентирования горизонтальной части ствола добывающей
скважины относительно ствола паронагнетательной;
25
26.
Всегда в движении!Реализуемая схема эксплуатации
ОПУ-5 Ярегского месторождения
Условные обозначения
Нефтенасыщенный
коллектор
Переходная зона
Водо-насыщенный коллектор
Не коллектор
Паро-нагнетательная
скважина
Добывающая скважина
26
27.
Всегда в движении!Траектории пробуренных добывающих скважин
ОПУ-5
27
Д 28
29Д
Д
30
Д 31
Д
27
Д
28
Д
29
Д
30
Д
31Д
27
28.
Всегда в движении!Разработка титановой залежи
28
29.
Всегда в движении!Перспективы разработки титановой
залежи
Титановая залежь Ярегского месторождения содержит
половину разведанных запасов титана России.
В настоящее время выполнена проектная документация на
разработку опытного участка на добычу титановой руды в
объеме 100 тыс.т и опытно-промышленного производства по
ее переработке с выпуском 75,6 тыс.т титанового
коагулянта.
Возможные продукты переработки титановой руды:
- титановый коагулянт;
- титановый концентрат;
- титановые краски;
- металлический титан.
29
30.
Всегда в движении!Разработка титановой
залежи
30
31.
Всегда в движении!Технология переработки титановых руд
Дробление
Измельчение
Руда
Нефть
Синтез
Ректификация
Флотация
Прокалка
Хвостохранилище
Брикетирование
Хлорирование
Хлор
Титановый каогулянт
31
32.
Всегда в движении!Титановый коагулянт
Коагулянт титановый является новым инновационным
высокоэффективным химическим реагентом для подготовки
воды питьевого качества, очистки промышленных и бытовых
сточных вод, лучшим среди мировых аналогов.
Высокая степень удаления ионов тяжелых металлов, хлорорганических и
органических соединений.
Эффективная работа при низких температурах.
Высокая скорость хлопьеобразования и их быстрое осаждение.
Повышение качества очистки питьевой воды.
Увеличение производительности станций водоподготовки.
Уменьшение объёма осадка в 2-6 раз и вторичного загрязнения в 10-25 раз.
Не требуется изменение имеющихся схем очистки воды.
32