Методы добычи тяжелых нефтей в Удмуртии (24987)

Посмотреть архив целиком













Методы добычи тяжелых нефтей в Удмртии.


Содержание


Введение: Методы добычи тяжелых нефтей в Удмуртии

Параметры режима бурения

1.Опытное бурение

2.Автоматизация подачи долот

3.Разработка параметров режима бурения

4.Режим бурения турбинным способом

Техника безопасности законодательств об охране труда

Литература


Введение.


В Росси сосредоточен весь научный и производственный потенциал, усилиями которого до1991 реализовывались промышленные проекты по разработке тяжелых нефтей на территории бывшего СССР.

НПО «Союзтермнефть» практически с нуля в период 1981-1984г.г. создало четыре крупномасштабных промысла по добыче высоковязкой нефти термическими методами на месторождениях Каражанбас, Кенкияк, Усинское и Гремихинское, которые в настоящее время являются крупными производственными объектами, добывающими нефть в промышленных масштабах. В 1991году суммарная добыча с применением термических методов составила 6,5 млн.т. Технологическая проектная документация практически на все объекты бывшего СССР создана в НИПИтермнефть(ныне РосНИПИтермнефть), а также совместно с ВНИИнефтью и другими институтами отрасли.

После 1991 года на территории России остались два объекта (Гремыхинское и Усинское месторождение), разработка в которых ссуществляется термическим методом.

На Гремихинском месторождении работы развитию термических методов продолжаются при непосредственном научном участии РосНИПИнефти с последовательным расширением теплого воздействия и ростом добычи нефти за счет вовлечения разработку новых объектов и внедрение более совершенных технологий термического воздействия.

На Усинском месторождении технология закачки пара в пласты, залегающие на глубине1300-1400м, началась применяться, в основном, после 1992 года. Глубинные исследования здесь показали, что применяемое внутрискваженное оборудование на паронагнетательных скважинах позволяет при темпе закачки пара 300т/сут. довести до забоя скважины пар с температурой до 320С и сухость 0,67-0,7, что соответствует величине потерь по стволу кважины2-3%.

В результате закачки 4-5тыс. тонн пара за один цикл и последующего цикла пропитки продолжительностью 1-2 месяца дебиты нефти в среднем возрастают в 3-4 раза и затем в течении 8-9 месяцев сохраняются на уровне, превышающем первоначальный.

Основной критерий экономической эффективности от теплого воздействия можно определить по среднему паронефтяному отношению. Этот показатель по Усинскому месторождению составил 0,48т (закачено пара 121,8 тыс.т, дополнительно получено нефти 256,4 тыс. т.)

Как показали исследования ПечорНИПИнефть, реакция добывающих скважин на Усинском месторождении, удаленных от нагнетательных на расстоянии 200-300м, начинаются примерно через год после закачки и в дальнейшем дебиты нефти непрерывно растут. Спустя примерно два года после начала закачки пара дебиты реагирующих скважин увеличиваются в три раза и в дальнейшем стабилизируются на этом уровне.

На Усинском месторождении, особенно после создания СП, от услуг НПО «Термнефть» отказались, и добыча тяжелых высоковязких нефтей за счет термических методов существенно снизилась.

Таким образом, несмотря на значительные разведанные запасы тяжелых и высоковязких нефтей в России является Гремихинское месторождение. Вместе с тнм, основной объем остаточных запасов тяжелых нефтей промышленных категорий, равный 89,73%,сосредоточен в следующих шести нефтедобывающих районах России: Тюменская область-42,2%,Республика Татарстан-19.1%, Республика Коми-13,7%,Архангельская область-6.8%, Пермская область-3,97%, Удмуртская республика-3,96%.

Основной объём остаточных балансовых запасов промышленных категорий (95%) приурочен к залежам. располоеным на глубинах до1500м, а на глубинах до 1200м наиболее благоприятных тепловых методов добычи, содержится 72,3%запасов.

В настоящее время добыто немногим более 280млн.т тяжелой нефти, что составляет 3,1% начальных балансовых запасов. При этом в двух крупнейших по запасам таких нефтей Тюменской и Архангельской областях ни одно месторождение не осваивалось, и промышленная добыча не велась.

Технологии теплого воздействия на пласт, применяемые в ОАО «Удмуртнефть», включают:

- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

-импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт паузами (ИДВТП(П);

- технологию теплоциклического воздействия на пласт (ТЦВП).

Сущность ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и нагретой воды( с формированием волнового теплого фронта) в строго расчетных пропорциях, создание и поддержание в эффективной для данного месторождения температуры.

Основное отличие механизма импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) от известных способов паротеплового воздействия (ПТВ) и воздействия горячей воды (ВГВ) состоит в том, что при многократном повторе циклов «нагрев-охлаждение» активизируется вытеснение нефти из поровых (матриц) трещиновато-пористого пласта, что в целом и приводит к увеличению нефтеизвлечению из залежи.

При ИДТВ достигается значительное ресурсосбережение за счет снижение объема вводимого в пласт теплоносителя - прогрев пласта до так называемой «эффективной температуры», определяемой по кривой зависимости вязкости нефти от температуры – а также за счет передачи тепла с призабойной зоны в пласт в период закачки холодной воды.

При ИДТВ достигается интенсификация пласта тепловым воздействием и добычи нефти – периоды нагнетания импульсов холодной воды теплогенерирующие установки используются на других элементах воздействия. Технология импульсно – дозированного теплового воздействия с паузами является модификацией ИДТВ. В ней в периоды закачки импульсов холодной воды предусмотрены кратковременные остановки (паузы). Назначение пауз - это периодическое создание в пласте резких перепадов давления между системами трещин и блоков с целью нарушения установившихся флюидов и вовлечение в активную разработку низкопроницаемых зон. Таким образом, технология ИДТВ (П), обладая всеми ИДТВ, дополнительно имеет и собственный механизм увеличения нефтеизвлечения из неоднородных коллекторов.

Сущность технологии теплоциклического воздействия на пласт заключается в организации единого технологического процесса комплексного теплого воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. И это принципиально отличает технологию ТЦВП от известных технологий. Технология разработана применительно к площадным системам размещения скважин.

Известно, что при разработке площадных элементов с закачкой вытесняющего агента в центральную скважину, охват элемента пласта ветеснением оказывается неполным: остаются значительные площади невыработанных пропластков нефти.

В технологии ТЦВП особая организация режимов работы нагнетательных и добывающих скважин приводит почти к 100% тепловому и гидродинамическому охвату элемента пласта воздействием, что естественным образом обеспечивает увеличение текущей и конечной нефтеотдачи пласта.

В технологии ТЦВП закачка теплоносителя по отдельным скважинам осуществляется в режимах ИДТВ или ИДТВ (П), поэтому этой технологии присущи и механизмы воздействия, описанные выше.

В ОАО «Удмуртнефть»созданы принципиально новые патентно – защищенные технологии, относящиеся к полимерным и термополимерным методам воздействию на пласт в различных модификациях. Среди них:

-технология термополимерного воздействия (ТПВ) на залежи высоковязкой нефти;

-технология термополимерного воздействия с добавкой полиэлектролита (ТПВПЭ);

-технология циклического внутрипластового полимерно-теплого воздействия (ЦВПТВ) и т.д.

Технология ТПВ предусматривает закачку в пласт нагретого до температуры 85-90С (исключает термическую деструкцию) водного раствора полиакриламида (ПАА) концентрации 0,05-0,1% (по сухому порошку).

Прогретый раствор ПАА поступает прежде всего в естественно существующую в карбонатном трещиновато- поровом коллекторе систему трещин. В результате часть залежи оказываеться охваченной тепловым воздействием, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащийся в блоках (матрицах) трещиновато- порового пласта, и к улучшению смачиваемости пористой среды – она становиться гидрофильной. Все это способствует увеличению подвижности пластовой нефти и повышает. Эффективность ее вытеснения.

По мере движения в глубь пласта раствор полимера остывает, вязкость его существенно увеличивается (до 10- 15 мПа с), общие фильтрационные сопротивления возрастают, в связи с чем увеличивается доля рабочего агента, поступающего в менее проницаемые слои и блоки (матрицы).

резкое возрастание роли капиллярной пропитки блоков трещиноватого пласта по мере прогрева его вносит существенный вклад в увеличение нефтеотдачи.

Следовательно, при технологии ТВП механизм увеличения нефтеотдачи определяется комплексным влиянием факторов снижения вязкости нефти, интенсификации капиллярной пропитки, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом, Эта технология применима как для карбонатных, так и для терригенных коллекторов на любой стадии разработки месторождения, но лучшие эффекты достигаются сначала разработки.

Технология ТПВПЭ является дальнейшим совершенствованием технологии ТПВ. Сущность ее том, что добавление малых количеств химреагента (метацида) в полимерный раствор замедляет возможную деструкцию полимера и способствует более глубокому проникновению его в пласт.


Случайные файлы

Файл
70943.rtf
147056.rtf
116651.rtf
DIPLOM12.doc
143616.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.