Оценка эффективности различных систем термошахтной разработкой Ярегского месторождения ВВН

align="justify">      Вскрытие  шахтного поля выполнено двумя центрально расположенными стволами. Исходя из условий подъема, каждый из стволов оборудован двухклетевыми подъемными установками на одну вагонетку клети и лестничным оборудованием.

      Исходя  из условий вентиляции диаметр стволов  принят в свету.

      Стволы  пройдены по породам средней крепости и поэтому толщина бетонной крепи в стволах принята согласно расчетам 400 мм. И только в верхних частях стволов , в шейках , толщина бетона взята большей , доходя на самом верху до 1.75 м .

      Армировка на вентиляционном стволе принята смешанная. Проводники для клетей деревянные, расстрелы металлические. В стволе они расположены со стороны лобовых стенок клетей , а на приемных площадках переходят на боковые - "ложные".

      Армировка на главном стволе принята смешанная. Проводники для клетей деревянные, в стволе они расположены со стороны боковых стенок клетей. Расстрелы металлические.

      Площадь сечения каждого  ствола  -   16м²     ,  за вычетом армировки

      приблизительно 13-14м².

      На  поверхности имеют следующие  каналы :

      Калориферные  стволы ходки , пройденные к шейке  подъемного ствола с двух сторон для лучшего обдувания стола подогретым воздухом в зимнее время.

      Запасной  выход из лестничного отделения  подъемного ствола на поверхность.

      Вентиляционный  канал у вент, ствола и запасной выход у того же ствола .

      В околоствольном дворе к стволам пройдены денны ходки для выхода людей из шахты через лестничное отделение, Роль таких ходков выполняют:

      Наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в  подъемный ствол.

      Наклонный ходок у вентиляционного ствола. Характеристика каждого ствола приведена в таблице № 1. 

      Таблица 1

      Характеристика  главных вскрывающих  выработок

 

      Все горные выработки, за исключением эксплуатационной галереи и половины расстояния наклонных  частей 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:

      Полевые штреки, выработки уклона с приемными  площадками, эксплуатационными галереями  крепятся деревянной крепью неполным дверным окладом.

      Выработки и камеры специального назначения со значительным сроком службы, а так же выработки, проходимые на участках со слабыми пучащими породами, крепятся бетонной крепью.

      Этажные  откаточные   и   вентиляционные   выработки,   которые   являются главными магистралями по откатке грузов, породы и подаче свежего воздуха в забои восстанавливаются или проходятся сечением Snp - 12.8 м³., под металлическое арочное крепление.

      

                Рисунок 1. Ярегская нефтяная шахта. 

       5.Системы  разработки Ярегского  месторождения и  основные ее

       параметры.

      Весь  период шахтной разработки Ярегского  месторождения можно разделить  на три этапа, которым свойственны  совершенно различные системы.

      На  первом этапе с 1939 г. по 1954 г. разработка шахтных полей осуществлялась по ухтинской системе. Сущность которой заключается в том, что с надпластового горизонта, расположенного на 20 — 30 м выше кровли, осуществлялось разбуривание пласта по плотной сетке скважин. Скважины бурились кустами из буровых камер. Расстояние между буровыми камерами 40 - 50 м. Количество скважин в кусте - 10 - 15 штук, длина - 40 - 60 м, расстояние между забоями - 12 - 25 м. Разработка велась на естественном режиме, в основном на режиме растворенного газа. Нефтеизвлечение составило4-6%.

      

                Рисунок 2. Ухтинская система разработки 
 

      На  втором этапе с 1954 г. по 1974 г. разработка прошводилась по уклонно-скважинной системе. Сущность системы заключается в том, что из горной выработки (галереи), расположенной в кровле, пласт разбуривается пологоннсходящими скважинами длиной до 180 — 280 м и расстояниями между забоями 15 — 20 м. Разработка велась в основном на естественном режиме растворенного газа. Уклонно-скважинная система позволила в несколько раз сократить объем проходки горных выработок, но нефтеизвлечение осталось таким же, как и при ухтинской системе. Это показывает, что при шахтной разработке на естественном режиме нефтеизвлечение в 6 - 7 % является предельным.

      По  этим двум системам на площади в 40*10⁶ м² было пробурено более 92 тысяч скважин длиной от 40 до 280 м. Большое количество пробуренных скважин создало искусственно трещиноватость в пласте.

      За  период шахтной разработки на естественном режиме добыто 7,4 млн.т нефти. Нефтеизвлечение  на отработанной площади составило 4 — 6 %. Низкое нефтеизвлечение показало, что технологическая эффективность шахтной разработки Ярегского месторождения на естественном режиме невысока, хотя она в три раза превышает значение разработки месторождения скважинами с поверхности.

      На  третьем этапе с 1972 г. по настоящее время разработка ведется термошахтным способом.

      В 1968 – 1971 г. на Ярегском месторождении  были проведены научно-исследовательские  и опытные работы по испытанию  различных систем паротеплового  воздействия на пласт. Эти работы привели к созданию, впервые в мировой практике, термошахтного способа разработки.

      С 1972 г. термошахтный способ разработки применяется на Ярегском месторождении  в промышленном масштабе. Этот способ показал высокую технологическую  эффективность. Нефтеизвлечение по отработанным блокам на конец 2002 г. составило 53,2 %, что на порядок выше, чем при разработке шахтным способом на естественном режиме. Паронефтяное отношение по этим блокам составило 2,7 тонны пара на тонну нефти.

      Термошахтный  способ применяется на площадях, ранее отработанных по ухтинской или уклонно-скважшшой системе. Поэтому на показатели разработки влияет и наличие искусственной трещиноватости в пласте, созданной ранее пробуренными скважинами.

      С 1973 г, по 1990 г. на Лыаельской площади Ярегского месторождения проводились опытные работы по поверхностной разработке месторождения с применением паротеплового воздействия на пласт. На площади опытного участка в 182 тыс.м² было пробурено 90 вертикальных скважин с поверхности по пятиточечной системе. Расстояние между скважинами составляло от 50 до 70 м. Добыча нефти осуществлялась с помощью пароциклнческого воздействия на пласт и с помощью режима вытеснения. Нефтеизвлечение за 15 лет эксплуатации составило 32 % при паронефтяном отношении 7,4 т/т. Как видно, показатели разработки месторождения с поверхности значительно уступают показателям при термошахтной разработке.

           6. ХАЗАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ СИСТЕМ ТЕРМОШАХТНОЙ

               РАЗРАБОТКИ

                       6.1 Двухгоризонтная  система

      Двухгоризонтная система добычи нефти заключается в создании двух систем горных выработок. Одна из них расположена над продуктивным пластом и состоит из системы полевых штреков, имеющих площадное расположение. В полевых штреках сооружаются буровые камеры, ю которых бурятся кусты нагнетательных скважин. Вторая расположена в нижней части продуктивного пласта или под ним и имеет кольцевой вид (добывающая галерея). Из добывающей галереи бурятся пологовосстающие добывающие скважины.

      Двухгоризонтная система в настоящее время  является основной системой термошахтной разработки.

      

                  Рисунок 3. Двухгоризонтная система разработки 

                       6.2 Двухярусная система

      При двухярусной системе в верхней  части пласта сооружается нагнетательная галерея, аналогичная добывающей. Из нагнетательной галереи бурятся пологонаклонные нагнетательные скважины. В нижней части пласта сооружается добывающая галерея, из которой бурятся пологовосстающие добывающие скважины. Для повышения равномерности прогрева пласта применяют двухярусную систему с оконтуривающими штреками, которые проходят над пластом. В оконтуривающих штреках сооружаются буровые камеры, откуда бурятся нагнетательные скважины и ведется закачка пара на границу блока Эта система является комбинацией двухярусной и двухгоризонтной систем.

                        6.3 Одногоризонтная система

      Отличие одногоризонтной системы от двухгоризонтной  и двухярусной состоит в том, что пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины бурятся из одной галереи, сооруженной в  подошве пласта или ниже него. Специальных горных выработок для нагнетательных скважин не делается. Для повышения равномерности прогрева пласта применяют одногоризонтную систему с оконтуривающими штреками. В оконтуривающих штреках сооружаются буровые камеры, откуда бурятся нагнетательные скважины и ведется закачка пара на границу блока Эта система является комбинацией одногоризонтной и двухгоризонтной систем.

                                6.4  Панельная система

      Сущность  панельной системы заключается  в том, что нагнетательная и добывающая галереи располагаются в подошве пласта или ниже него параллельно друг другу. Из этих галерей бурят параллельными рядами навстречу друг другу пологовосстающие нагнетательные и добывающие скважины.

      

                         Рисунок 4. План разбуривания двумя панелями. 

                                    6.5 Подземно-поверхностная система

      Принципиальным  отличием подземно-поверхностной системы  от других систем термошахтной разработки является закачка пара в пласт  через скважины, пробуренные с  поверхности. Вся система пароснабжеиия выносится на поверхность, что позволяет закачивать пар предельно допустимых параметров при термошахтной разработке. Кроме того, уменьшается опасность ведения подземных работ и, значительно, сокращаются тепловыделения в горные выработки.

      

      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 

      Идея  закачки пара с поверхности была предложена Питиримовым В.В. . Но закачка пара высоких параметров привела бы к неуправляемому прорыву его в подземные скважины. Автором предложена специальная подземная парораспределительная скважина, которая вместе с поверхностной образует единую систему нагнетания пара. Также автором было предложено в 4 — 5 раз сократить количество подземных скважин.

      Реализация  этих идей привела к созданию подземно-поверхностной  системы термошахтной разработки. Проводимые опытные работы показали ее высокую  эффективность. Темп нефтеизвлечения за первые четыре года опытных работ в 1,7 раза превысили средние темп разработки по другим системам термошахтной разработки.

                  6.6. Анализ систем термошахтной разработки

      Эффективность систем термошахтной разработки определяется темпами добычи нефти, коэффициентом нефтеизвлечения и затратами на добычу нефти. Эти показатели зависят от темпа напіетания теплоносителя и его параметров, охвата пласта процессом теплового воздействия, системы разработки и времени ввода шахтного блока в эксплуатацию.

      Темпы закачки теплоносителя определяются коэффициентом приемистости подземных  и поверхностных нагнетательных скважин, их количеством, параметрами  закачиваемого теплоносителя и  пропускной способностью системы пароснабжения  нефтяных шахт.