1 / 35

Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев

Всегда в движении!. Методика прогнозирования и основные показатели термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти. Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев. Россия, г. Ухта 2012г.

saman
Download Presentation

Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. Всегда в движении! Методика прогнозирования и основные показатели термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти Заведующий ОПиМРЯМ филиала ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», д.т.н Ю.П. Коноплев Россия, г. Ухта 2012г.

  2. Обзорная схема размещения Ярегского месторождения

  3. НШ-1 НШ-3 НШ-2 Ярегская Лыаельская В е ж а в о ж с к а я Ярегское нефтетитановое месторождение

  4. Основные геолого-физические характеристики

  5. Зависимость вязкости нефти Ярегского месторождения от температуры

  6. Подземно-поверхностная система (проходка 57 – 92 м/га) Одногоризонтная система (проходка 57 – 92 м/га) Двухгоризонтная система (проходка 240 м/га) Принципиальные схемы нефтяной шахты и систем термошахтной разработки ООО «ПечорНИПИнефть» Подземно-поверхностная система защищена патентами № 2199657 «Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти» и № 2262593 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» 18

  7. Расположение в блоке 1Т-1 скважин старых и новых (площадь 21,1 га, количество скважин порядка 900 шт.)

  8. Схема расположения скважин в блоке Юг-2бис (НШ-1)

  9. CMG.Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность в блоке Юг-2бис на 01.01.2007 (кровля, подошва)

  10. СMG. Распространение тепла и остаточная нефтенасыщенность в блоке Юг-2бис на 01.01.2011 (кровля, подощва)

  11. Статический или динамический уровень Поверхностная скважина Жидкость Нефтяной пласт Нефтяной пласт А) Нефтяной пласт Подземная скважина Горная выработка Воздух Жидкость Нефтесборная канавка Б) Рисунок 3.19. Принципиальные схемы работы добывающих скважин: поверхностной А) и подземной Б) Схема заполнения сечений поверхностных и подземных скважин жидкостью

  12. Принципиальная схема фильтрации жидкости при термошахтной разработке

  13. Пример добычи нефти, воды и закачки пара по блоку 1бис на НШ-2

  14. ì ï = + + + + + Q п Q кр Q под Q пл Q н Q в Q вг ï ( ) - ï 2 σkl Рк Рзаб = скв q F (S /V ) í н нс пл н æ ö σ σ ï + ç ÷ μ L ln н ï π πRc è ø ï ( ) - 2 σkl Рк Рзаб ï скв = q F (S /V ) в нс пл в ï æ ö σ σ + ç ÷ μ L ln ï в π πRc è ø î Методика расчета технологических показателей термошахтной разработки (ПечорНИПИнефть)

  15. Решение системы уравнений

  16. Продолжение решения системы уравнений

  17. Сравнение фактических и прогнозных показателей по CMG и методике «ПечорНИПИнефть» для блока Юг-2бис

  18. Пример расчета прогноза технологических показателей термошахтной разработки блока Юг-2бис

  19. Продолжение базы данных

  20. Результаты расчета технологических показателей по блоку Юг-2бис (Исходные данные)

  21. Результаты расчета технологических показателей по блоку Юг-2бис

  22. Сопоставление факта и прогноза на 2007 – 2010 гг. показателей разработки по подземно-поверхностной системе

  23. Сравнение КИН и накопленного паронефтяного отношения по системам термошахтной разработки

  24. Принципиальная схема распространения тепла и пара в пласте при одногоризонтной и подземно-поверхностной системах

  25. КИН по отработанным блокам и эксплуатируемых на гравитационном режиме (без закачки пара)

  26. Характерные блоки с КИН > 0,65

  27. Конструкция подземных скважин

  28. Увеличение протяженности подземных скважин с 300 до 800 м 300 м. Проходка горных выработок 4620 м 800 м. Проходка горных выработок 2370 м

  29. Система автоматизации при эксплуатации блоков термошахтным способом в закрытом режиме

  30. Подземная Поверхностная парораспределительная нагнетательная скв а жина скв а жина . Распростр а - Закачка пара нение тепла (пара) Добыва ю щая скваж и на Горячая жи д кость Гал е рея Закачка пара Комбинированная система термошахтной разработки (подземно-поверхностная и одногоризонтная)

  31. Схема горных выработок на нефтешахте 1

  32. Принципиальная схема новой шахты (минишахта)

  33. Условия возможности применения шахтного и термошахтного способа на нефтяных месторождениях

  34. Выводы по термошахтной разработке месторождений высоковязкой нефти и природных битумов Разработанная методика позволяет достаточно надежно прогнозировать технологические показатели термошахтной разработки Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения показывает реальность достижения КИН > 0,5 на месторождениях высоковязкой нефти и природных битумов. Совершенствование систем термошахтной разработки позволяет существенно снизить затраты на добычу тяжелой нефти и в перспективе довести затраты до уровней добычи легкой нефти. Условия применимости термошахтного способа добычи не являются жесткими для внедрения его на месторождениях тяжелой нефти Шахтный способ добычи нефти может применяться и на месторождениях легкой нефти с истощенной пластовой энергией и невысоким газовым фактором ООО «ПечорНИПИнефть»

  35. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

More Related