Шахтная добыча тяжелых нефтей и битумов

 

Шахтный способ добычи нефти — древний способ. Промышлен-ре применение он получил на следующих месторождениях: Ярег-рм (СССР), Пешельбронн (Франция), Витце (ФРГ), Кэмпина s Сарате-Монтеору (Румыния), Хагишияма (Япония) и др.

■ На месторождении Пешельбронн в XVIII—XIX вв. было по­
строено более 30 шахт глубиной до 400 м. За 200 лет разработки
добыто 1,1 млн. т нефти. На месторождении Витце шахтная
Добыча нефти проводилась с 1920 по 1953 г. За 33 года добыто
JN35 тыс. т нефти. Из всей добытой шахтным способом нефти
72% получено дренированием выработками, 28%—выемкой
песка с последующей промывкой. Положительные результаты до-
рычи нефти шахтным способом при помощи дренажвых вырабо­
ток и скважин были получены на месторождении Сарате-Монте-
Эру в Румынии, где шахтная добыча велась с 1930 г. Годовая до­
быча нефти в 1933 г. достигла 15 800 т. Попытка применения под­
земного способа разработки имела место и на месторождении

| Кэмпина.

Шахтная добыча нефти на месторождении Хагишияма в Япо­нии была начата в 1940 г. В 1945 г. годовая добыча нефти достигла 59 т, всего было добыто более 25 тыс. т. нефти. Попытки приме­нения шахтной разработки имели место на месторождениях тяже­лых нефтей в Австралии, Чехословакии, Польше и др.

Опытные работы по шахтной разработке нефтяных месторожде­ний проводились в США в штатах Калифорния, Колорадо и др. В настоящее время очистная шахтная и карьерная разработка «битуминозных пластов проводится на площади 700 га месторожде­ния Керн Ривер.

На залежи тяжелой нефти Милдред Лейк (Канада) закончена первая стадия применения внутрипластовой технологии с использо­ванием шахт.

В России добыча нефти при помощи колодцев, штолен и шахт

применялась на многих месторождениях с конца прошлого века.

Глубина колодцев достигала 200 м. Начальные дебиты отдельных

колодцев достигали 25 т нефти в сутки. В 1915 г. в эксплуатации

находилось до 15 тыс. колодцев. Максимальная добыча нефти из

.колодцев была достигнута в 1913 г. (300 тыс. т).

I Добыча природного битума при помощи штолен осуществля-

[лась в СССР с 1913 по 1943 г. На Шугуровском месторождении

I в Татарии были сооружены четыре штольни и завод по перера-

■ ■ботке битуминозного песчаника производительностью до 500 тыс. м3
"В год.;

Технология термошахтной разработки тяжелых нефтей (битумов)

 

Шахтно-дренажные методы разработки тяжелых нефтей и биту­мов без подъема породы на поверхность требуют бурения боль­шого числа скважин с расстоянием между ними 5—20 м, так как

Рис. 88. Извлекаемость нефтей 1}

в зависимости от плотности сетки

скважин S и метода воздействия.

; —извлечение газа, |х=0,01 мПа^с; 2 — заводнение, ц=1 —10 мПа-с; 3 — заводне­ние, д=20—50 мПа-с; 4 — тепловое воз­действие, д—200—1000 мПа-с; 5 — заводне­ние, д=200—1000 мПа-с; 6' — тепловое воз­действие, д^Ю*1—10ймПа-с; 7 — заводнение, уу~ 104—106 мПа-с; заштрихованная пло­щадь— область, п которой возможна шахт­ная добыча нефти

S,ea/oxB

редкие сетки не позволяют эффективно дренировать пласты с вы­соковязкой и тяжелой нефтью. Необходимое уплотнение сетки скважин при глубине залегания продуктивного пласта более 100— 200 м становится экономически рентабельным только при бурении их из шахт.

При высокой температуре тяжелые нефти становятся средне-и маловязкими (10—15 мПа-с), а извлекаемость их с одновре­менным уплотнением сетки скважин может даже превышать из­влекаемость средневязких нефтей при заводнении (рис. 88). Про­блема заключается лишь в равномерном прогреве всего объема пласта. Из рис. 88 видно, что для тяжелых нефтей и битумов только плотные сетки скважин (0,01—0,05 га/скв или 50— 100 скв/га) позволяют достигнуть равномерного прогрева и доста­точно высокой извлекаемое™ (25—50 %).

Термошахтная дренажная разработка тяжелых нефтей про­кладкой шахт, бурением из них скважин и взаимодействием на пласт теплотой была реализована на Ярегском месторождении (СССР). Продуктивный пласт этого месторождения средней тол­щиной 26 м представлен кварцевыми песчаниками, залегающими на глубине 200 м. Проницаемость составляет 0,5—5 мкм2 (в сред­нем 3,17 мкм2), температура 279—281 К, пористость 26 %, нефте-насыщенность 87% от объема пор, вязкость нефти 15 000— 20 000 мПа-с, плотность 945 кг/м3.

В истории разработки месторождения выделяются три этапа.

Опытная разработка с поверхности земли участка пло­
щадью 43 га 69 скважинами при расстоянии между ними 70—100 м.
Коэффициент нефтеотдачи пласта за 11 лет разработки был не­
значительным.

Шахтная дренажно-скважинная разработка на естественном
режиме (за счет гравитации) без нагрева пласта при различных
системах расположения скважин, с расстояниями между забоями
12—20 м и длиной стволов 50—200 м. Этим способом была охва­
чена площадь около 1500 га, на которой пробурено более 115 тыс.
скважин.

.Разработка месторождения была экономически рентабельной,, но нефтеотдача за 18—20 лет разработки была незначительна.

рис. 89. Схема двухгорнзонтной системы термошахтной разработки Ярегского

месторождения.

*—план; б— разрез; 1 — условная граница блока; 2— добывающая скважина; 3 — буровая камера; 4 — штрих; 5 — нагнетательная скважина; 6"—блок; 7— добывающая галерея

3. С 1968 г. на месторождении началось испытание различных ристем, технологий и технических решений теплового воздействия,„_ пласт из шахт. Это позволило создать эффективные способы ^ермошахтной дренажно-скважинной разработки (рис. 89):

1) в породах на 20—30 м выше кровли пласта создают сеть
[горных выработок, из которых в нефтяной пласт бурят наклонные

паронагнетательные скважины;

2) с надпластового горизонта в подошву нефтяного пласта про-

водят спаренные наклонные выработки, оканчивающиеся кольце­выми галереями. Из галерей бурят радиально цологовосходящие добывающие скважины длиной от 100 до 250 м, охватывающие '.площадь 10—15 га;

3) закачку пара в нагнетательные скважины проводят цикли­
чески под давлением 2—3 МПа.

На месторождении применяются и другие системы термошахт-рой добычи нефти с различным расположением паронагнетатель-лх и добывающих скважин.