Природоохранные мероприятия по снижению выбросов в атмосферу на примере предприятия "Варан" (стр. 4 из 14)

Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи, являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.

Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.

При средней температуре пласта 70-90°С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:

- за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения— 15-20%;

-за счет термического расширения пластовых флюидов — 5-10%;

-за счет гравитационного дренирования пласта — 15-20%;

-за счет капиллярной пропитки — 6-10%.

Таким образом, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достичь 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме 45-65%.

Технология термошахтной добычи нефти реализуется на Ярегском месторождении в виде нескольких систем: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухъярусной, панельной.

Из них наибольшее распространение получила двухгоризонтная система, а другие имели в основном опытно-промышленный характер.

Сущность двухгоризонтной системы заключается в том, что нагнетание пара в пласт производится с надпластового горизонта, расположенного на 10-30 м выше кровли пласта, через вертикальные и крутонаклонные скважины, а отбор нефти осуществляется из пологовосходящих добывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в продуктивном пласте галереи (см. рис.1).

Сосредоточение в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, применение густой сетки размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачка в пласт теплоносителя (пара) обеспечивают высокие технологические показатели термошахтной разработки. Паро-нефтяное отношение составляет 2,54 т/т.

Подготовительные работы: для добычи нефти в условиях нефтяных шахт с применением термошахтной технологии необходимо проведение комплекса подготовительных работ, который включает:

Рис. 1

- горные работы (проходка горных выработок);

- бурение подземных скважин (нагнетательных и добывающих);

- монтаж поверхностных и подземных паропроводов (обвязку устьев нагнетательных скважин в буровых камерах, установку запорной арматуры на устьях добывающих скважин);

- монтаж насосных агрегатов в камерах добычных уклонов;

- монтаж нефтепроводов и газопроводов.

По двухгоризонтной системе термошахтной разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок откаточных, вентиляционных и полевых штреков и уклона с подъемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.

Все горные выработки в надпластовом горизонте проходятся по пустым налегающим породам: аргиллитам, туффитам и диабазам. Выработки эксплуатационной галереи и наклонные части уклона (половина расстояния) проходят по нефтенасыщенному пласту. Срок службы этих выработок составляет 10 – 12 лет. Исходя из этого сечения выработок приняты минимальными, но вместе с тем отвечающими их назначениям. Поперечные сечения и конструкция крепи горизонтальных и наклонных выработок соответствуют типовым сечениям подземных выработок, ранее утвержденных Госстроем.

Минимальные поперечные сечения выработок установлены:

10 для главных откаточных и вентиляционных выработок, вентиляционных и промежуточных штреков и уклонов – 6,0 м² при высоте этих выработок в свету не менее 1,9 м от головки рельсов,

10 для вентиляционных сбоек – не менее 4,5 м².

Двухгоризонтная система разработки, получившая промышленное использование на Ярегских нефтешахтах, явилась продолжением ранее применяемых шахтных систем на естественном режиме истощения (ухтинской, уклонно-скважинной) со всеми их многочисленными недостатками, а кроме того, закачка пара в пласт привела к дополнительным проблемам, требующим больших текущих и капитальных затрат на нормализацию теплового режима, подачу в шахту огромного количества воздуха и, как следствие, значительного увеличения сечений горных выработок. Все это явилось серьезным тормозом для дальнейшего развития традиционной термошахтной технологии.

Особенностью нового подземно-поверхностного способа разработки является следующее: нефтяное месторождение (залежь) разбивается на отдельные нефтепромысловые блоки (минишахты), размеры которых определяются технической возможностью подземного станка по бурению в продуктивном пласте горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных и добывающих скважин.

Вскрытие нефтяного пласта осуществляется вертикальными шахтными стволами небольшого диаметра. Согласно установленным «Правилам безопасности угольных (нефтяных) шахт» необходимо иметь не менее двух стволов диаметром в свету не менее 2,0 м.

В кровле нефтяного пласта сооружается нагнетательная галерея, у подошвы пласта — добывающая галерея с емкостями для сбора и подготовки нефти (песколовушки, нефтеводосборники). Нагнетательная и добывающая галереи являются выработками околоствольного двора кольцевого типа и служат для закачки в пласт теплоносителя, отбора жидкости, ее подготовки и транспорта на поверхность. Протяженность галерей выбирается из расчета размещения необходимого количества добывающих и нагнетательных скважин по сверхплотной сетке (с расстояниями между забоями скважин до 25м). Сечение выработок галерей принимается исходя из размещения в них бурового станка. Крепление выработок производится металлобетонной арочной крепью с железобетонной затяжкой и гидротеплоизоляцией свода и стен. Из галереи, расположенной в кровле продуктивного пласта, бурят до 300 горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных скважин длиной 300-500 м, располагая их в два-три или более ярусов в зависимости от толщины пласта. Конструкция скважин обеспечивает нагнетание теплоносителя давлением до 1.0 Мпа на устье, а для доставки теплоносителя с давлением 0.2-0.3 Мпа до забоя скважины прокладывается лифтовая труба диаметром 50 мм.

Добывающие скважины объединяются при эксплуатации в группы по 10-12 штук и подключаются к групповым коллекторам, последние подключаются к сборному коллектору. На групповых коллекторах предусматривается установка средств автоматизации отбора и замера продукции скважин. Автоматизируются процессы регулирования закачки пара и подъема жидкости на поверхность.

Добываемая жидкость (нефть, вода, конденсат) и мехпримеси по сборному коллектору самотеком собираются в специально сооружаемые на добычном горизонте емкости (песколовушки, водонефтесборники). В песколовушках мехпримеси оседают, а нефть с водой перетекает в водонефтесборники, откуда погружными (скважинными) насосами автоматически перекачивается на установку предварительного сброса пластовой воды, расположенную на поверхностной промплощадке промысла.

Жидкость, поступающая в нагнетательную галерею, перепускается на добычной горизонт в водонефтесборные емкости по специально пробуренной скважине. Жидкость откачивается из шахты по нефтесборочному коллектору и поступает в резервуары предварительного сброса, в которых отстаивается в течение 6 часов при температуре 70°С, а затем перекачивается насосами дожимнойнасосной в резервуарный парк нефтебазы.

Для эксплуатации подземно-поверхностного промысла на поверхностной промплощадке располагается надшахтный комплекс.

Подъемно-поверхностный способ является более совершенным вариантом термошахтной разработки. Основные технические и технологические преимущества новой технологии в следующем:

- удельный объем горнопроходческих работ, наиболее опасных и дорогостоящих, снижается до минимума (в десятки раз), что обеспечивает значительное сокращение капитальных затрат и количества людей, работающих в подземных условиях;

- технологические процессы по закачке пара, отбору и транспорту жидкости автоматизируются, осуществляя закрытую эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, при этом выработки галерей изолируются герметическими перемычками от рудничной атмосферы, создавая условия безлюдной эксплуатации;

- минимальное количество горных выработок и закрытая их эксплуатация создает условия для закачки пара максимальных параметров, что способствует более полному и быстрому охвату продуктивного пласта процессом теплового воздействия, следовательно, максимальному нефтеизвлечению;