Реферати українською » Геология » Методи видобутку важких нафт в Удмуртії


Реферат Методи видобутку важких нафт в Удмуртії

Страница 1 из 4 | Следующая страница

Методи видобутку важких нафт вУдмртии.


Зміст

Запровадження: Методи видобутку важких нафт в Удмуртії

Параметри режиму буріння

>1.Опитное буріння

>2.Автоматизация подачі доліт

>3.Разработка параметрів режиму буріння

>4.Режим буріннятурбинним способом

Техніка безпеки законодавств про охорону праці

Література


Запровадження.

У Россі зосереджений весь науковий і виробничий потенціал, зусиллями якогодо1991 реалізовувалися промислові проекти з розробки важких нафт біля колишнього СРСР.

НВО «>Союзтермнефть» практично від початку під час1981-1984г.г. створило чотири великомасштабних промислу з видобутку високов'язкої нафтитермическими методами, на родовищахКаражанбас,Кенкияк,Усинское іГремихинское, що на даний час є значними виробничими об'єктами, видобувними нафту промислових масштабах. У1991году сумарна видобуток із застосуванням термічних методів становила 6,5 млн. т. Технологічна проектну документацію на всі об'єкти колишнього СРСР створенаНИПИтермнефть(нинеРосНИПИтермнефть), і навіть що зВНИИнефтью та інші інститутами галузі.

Після 1991 на території Росії залишилися два об'єкта (>Гремихинское іУсинское родовище), розробка у якихссуществляется термічним методом.

НаГремихинском родовищі роботи розвитку термічних методів тривають за безпосередньої науковому участіРосНИПИнефти з послідовним розширенням теплого впливу та зростання видобутку нафти з допомогою залучення створення нових об'єктів та впровадження досконаліших технологій термічного впливу.

НаУсинском родовищі технологія закачування пара в пласти, які наглубине1300-1400м, почалася застосовуватися, переважно, після 1992 року. Глибинні дослідження тут показали, що що застосовуєтьсявнутрискваженное устаткування напаронагнетательних свердловинах дозволяє при темпі закачування пара300т/сут. довести до забою свердловини пар з температурою до320С і сухість 0,67-0,7, що він відповідає величині втрат стовбуромкважини2-3%.

Через війну закачування4-5тис. тонн пара за цикл і наступного циклу просочення тривалістю 1-2 місяці дебети нафти на середньому зростають у 3-4 рази, й потім у перебігу 8-9 місяців зберігаються лише на рівні, перевищує початковий.

Основний критерій економічну ефективність від теплого впливу можна визначити за середнімпаронефтяному відношенню. Це поУсинскому родовищу становив0,48т (>закачено пара 121,8тис.т, додатково отримано нафти 256,4 тис. т.)

Згідно з дослідженнямиПечорНИПИнефть, реакція видобувних свердловин наУсинском родовищі, віддалених від нагнітальних з відривом200-300м, починаються приблизно року, після закачування й надалі дебети нафти безупинно ростуть. Через приблизно двох років від початку закачування пара дебети реагують свердловин збільшуються втричі й надалі стабілізуються в таких межах.

НаУсинском родовищі, особливо після створення СП, від послуг НВО «>Термнефть» відмовилися, і видобуток важкихвисоковязких нафт з допомогою термічних методів істотно знизилася.

Отже, попри значні розвіданої важкі крейсери тависоковязких нафт у Росії єГремихинское родовище. Разом зтнм, основного обсягу залишкових запасів важких нафт промислових категорій, рівний89,73%,сосредоточен у таких шести нафтовидобувних районах Росії: Тюменськаобласть-42,2%,РеспубликаТатарстан-19.1%, РеспублікаКоми-13,7%,Архангельскаяобласть-6.8%,Пермскаяобласть-3,97%,Удмуртскаяреспублика-3,96%.

Основний обсяг залишкових балансових запасів промислових категорій (95%) приурочена до покладам.располоеним на глибинахдо1500м, але в глибинах до1200м найсприятливіших теплових методів видобутку, міститься72,3%запасов.

Нині видобуто трохи більше280млн.т важкої нафти, що становить 3,1% початкових балансових запасів. Причому у двох найбільших за запасами таких нафт Тюменської і Архангельської областях жодна родовище не опановували, і промисловий видобуток не велася.

Технології теплого на пласт, застосовувані на ВАТ «>Удмуртнефть», включають:

-импульсно-дозированное теплове вплив (>ИДТВ);

->импульсно-дозированное теплове вплив на пласт паузами (>ИДВТП(П);

- технологіютеплоциклического на пласт (>ТЦВП).

СутністьИДТВ залежить від циклічний поперемінному введення в пласт теплоносія і нагрітої води( з формуванням хвильового теплого фронту) у суворо розрахункових пропорціях, створення і в ефективної для даного родовища температури.

Основне відмінність механізмуимпульсно-дозированного теплового впливу (>ИДТВ) відомі способівпаротеплового впливу (>ПТВ) і впливу гарячої (>ВГВ) у тому, що з багаторазовому повторі циклів «>нагрев-охлаждение» активізується витіснення нафти зпорових (матриць)трещиновато-пористого пласта, у цілому і призводить до підвищеннянефтеизвлечению з поклади.

ПриИДТВ досягається значне ресурсозбереження з допомогою зниження обсягу який вводимо в пласт теплоносія - прогрів пласта до так званої «ефективної температури», визначеною за кривою залежності в'язкості нафти від температури – і навіть з допомогою передачі тепла зпризабойной зони в пласт під час закачування холодної води.

ПриИДТВ досягається інтенсифікація пласта тепловим впливом та видобування нафти – періоди нагнітання імпульсів холодної води теплогенеруючі установки використовуються інших елементах впливу. Технологіяимпульсно – дозованого теплового впливу з паузами є модифікацієюИДТВ. У ньому у періоди закачування імпульсів холодної води передбачені короткочасні зупинки (паузи). Призначення пауз - це періодичне створення пласті різких перепадів тиску між системами тріщин та блоків з порушення встановлених флюїдів і залучення в активну розробкунизкопроницаемих зон. Отже, технологіяИДТВ (П), володіючи всімаИДТВ, додатково має й викохує власний механізм збільшеннянефтеизвлечения з неоднорідних колекторів.

Сутність технологіїтеплоциклического на пласт залежить від організації єдиного технологічного процесу комплексного теплого на пласт системою нагнітальних і видобувних свердловин. І це принципово відрізняє технологіюТЦВП відомі технологій. Технологія розроблена стосовно майданним системам розміщення свердловин.

Відомо, що час розробки майданних елементів з закачуванням котрий витісняє агента в центральну свердловину, охоплення елемента пластаветеснением виявляється неповним: залишаються значні площіневиработаннихпропластков нафти.

У технологіїТЦВП особлива організація режимів роботи нагнітальних і видобувних свердловин наводить до майже 100% тепловому ігидродинамическомуохвату елемента пласта впливом, що природним чином забезпечує збільшення поточної і кінцевої нафтовіддачі пласта.

У технологіїТЦВП закачування теплоносія щодо окремих свердловин ввозяться режимахИДТВ чиИДТВ (П), тому цій технології властиві й механізми впливу, згадані вище.

У ВАТ «>Удмуртнефть»создани принципово новіпатентно – захищені технології, які стосуються полімерним ітермополимерним методам впливу на пласт у різних модифікаціях. У тому числі:

-технологіятермополимерного впливу (>ТПВ) на поклади високов'язкої нафти;

-технологіятермополимерного впливу з добавкоюполиелектролита (>ТПВПЭ);

-технологія циклічноговнутрипластовогополимерно-теплого впливу (>ЦВПТВ) тощо.

ТехнологіяТПВ передбачає закачування в пласт нагрітого до температури85-90С (виключає термічну деструкцію) водного розчинуполиакриламида (>ПАА) концентрації 0,05-0,1% (по сухому порошку).

>Прогретий розчинПАА надходить насамперед у природно яка укарбонатномтрещиновато-поровом колекторі систему тріщин. У результаті частину покладиоказиваеться охопленій тепловим впливом, що зумовлює зниження в'язкості нафти, що міститься у блоках (матрицях)трещиновато-порового пласта, і поліпшитисмачиваемости пористої середовища – вона ставатигидрофильной. Усе це сприяє збільшення рухливості пластовою нафти і підвищує. Ефективність її витіснення.

Принаймні руху на глиб пласта розчин полімеру вистигає, в'язкість його істотно збільшується (до 10- 15мПа з), загальні фільтраційні опору зростають, у зв'язку з ніж збільшується частка робочого агента, що надходить менш проникні верстви і блоки (матриці).

різке зростання ролі капілярною просочення блоківтрещиноватого пласта принаймні прогріву його вносить значний внесок у збільшення нафтовіддачі.

Отже, при технологіїТВП механізм збільшення нафтовіддачі визначається комплексним впливом чинників зниження в'язкості нафти, інтенсифікації капілярної просочення, збільшення охоплення пластавитесняющим агентом, Ця технологію можна застосовувати як карбонатних, тактерригенних колекторів про всяк стадії розробки родовища, але кращі ефекти досягаються спочатку розробки.

ТехнологіяТПВПЭ є подальшим удосконаленням технологіїТПВ. Суть її полягає тому, що додавання малих кількостейхимреагента (>метацида) в полімерний розчин уповільнює можливу деструкцію полімеру і сприяє глибшого проникненню їх у пласт.

>Модификацию і подальшим розвитком комбінованого полімерної і теплового впливу є циклічневнутрипластовоеполимерно – теплове вплив. Ця технологія передбачає суворо розрахункове чергування закачування в пласт теплоносія (гарячої, водяного час та інших.) і холодного розчину полімеру в циклічному режимі.

Пласт попередньо нагрівається шляхом закачування теплоносія. Потім у пласт подається «холодний» розчин полімеру, зокрема,полиакриламида. Розчин полімеру,прогреваясь у пласті, робить механізм витіснення нафти, аналогічний технологіїтермополимерного впливу. ТехнологіяТВПТВ передбачає здійснення багатократних циклів закачування теплоносія ірствора полімеру. У цьому досягається збільшений охоплення пласта робочим агентом, повнішого вилучення запасів нафти, економія теплової енергії і основногохимреагентаполиакриламида.

>Полимерное ітермополимерное вплив на пласт знайшов свій застосування наЛиственском іМишкинском родовищах. Ці технології значно підвищують ефективність розробкиеалежей високов'язкої нафти. НаМишкинском родовищі застосовуються застосовується підігрітий розчинполиакраламида для закачування в пласт. Для приготування розчину розроблено й виготовлено установка, яка мала аналогів у світі. КолиМишкинском родовищі застосовуються як теплове вплив на пласт (>ТПВ), і закачування холодногополимера(ХПВ), то, наЛиственском родовищі вживається лише закачування холодного полімеру,

Застосування термічних методів у поєднані із методами напризабойную зону пласта дозволяє підприємствам нафтовидобутку досягти гарних результатів збільшення нафтовіддачі розроблюваних родовищ.

Початкові проекти для основних родовищ Удмуртії було укладено в розрахунку на достатню ефективність традиційних методівзаводнения. Але вже від початку зрозуміли, що розробка родовищ зтрудноизвлекаемими запасами нафти методамизаводнения чи природних режимах є нерентабельним. Природним чином проблему пошуку це й створення нових технологій підвищення нафтовіддачі пластів і рентабельності розробки родовищ в ускладнених умовах ремонту. І було шукати нові підходи до розробки родовищ. Досвід з розробки таких складних родовищ не було. Творчий колективученх наукових і виробничих ВАТ «>Удмуртнефть» і чільних інституцій під керівництвом академіка Кудінова Валентина Івановича теоретично обгрунтував, потім досліджував в лабораторіях умовах нові технологіії видобутку нафти. Нині вони широко застосовуються як на родовищах Удмуртії, але й її межами.

Для проведення роботи з розвитку видобутку важких нафт у Росії необхідно створення економічний механізм, який дозволило б підприємствам, провідні освоєння й розробку таких родовищ, отримати реальний, порівнянну з одержуваної при видобутку легких нафт. Такий механізм то, можливо грунтується на пільгове оподаткування для нафтовидобувних підприємств, зокрема обсягів видобутих важких нафт.

За створення умов та промислове впровадження нових високоефективних технологій розробок родовищ в'язких нафт у непростих геологічних формаціях присуджено премію Державну премію Російської Федерації 1999 року у галузі техніки групі вчених і фахівців ВАТ «>Удмуртнефть», ВАТ «Російський науково – дослідницький і проектний інститут по термічним методам видобуткунефти»и іншим. У тому числі – лауреати Держпремії РФ у сфері науку й техніки:Кудинов В.І – керівник робіт, доктора технічних наук, завідувач кафедриУдГу;БогомольнийЕ.И.-генеральний директор ВАТ «>Удмуртнефть»; Шмельов В.А.- перший заступник директора ВАТ «>Удмуртнефть»;Желтов Ю.В.- доктора технічних наук, радник президента ВАТ «Науково – технологічна компанія»; Зубов Н.В.- кандидатфизико–математических наук, завідуючої лабораторій «>УдмуртНИПИнефть»;КолбиковВ.С.- кандидата технічних наук, завідувач лабораторії ВАТ «Російський науково-дослідний і проектний інститут по термічним методам видобутку нафти».


Параметри режиму буріння.

Під режимом буріння розуміється певне поєднання регульованих параметрів, які впливають показники буріння. До таких параметрів режиму буріння ставляться: 1) осьова навантаження (тиск) на долото Рбуд; 2) частота обертання долота п; 3) кількість прокачуваноїпромивочной рідиниQ; 4) якістьпромивочной рідини (щільність, в'язкість, показник фільтрації, статична напруга зсуву).

Поєднання цих параметрів, що дозволяє отримувати найвищі якісні ці показники буріння при даної технічної озброєності бурової, називається раціональним (чи оптимальним) режимом буріння.

Насправді часто у процесі буріння доводиться відбирати керн, бурити свердловину в несприятливих геологічних умовах (зонах, схильних до поглинанню, ускладнень, пов'язаних з порушенням цілісності стовбура свердловини, тощо. п.),забуривать від ранішепробуренного стовбура та т. буд. Режими буріння, застосовувані у разі, називаються спеціальними режимами.

Вплив кількості і забезпечення якості бурового розчину.Промисловими спостереженнями і лабораторними дослідженнями встановлено, що найкращі результати своєї роботи доліт отримують при своєчасному видаленні з забоювибуренной породи, інакше вона надає додаткове опірдолоту. Чистота забою, отже, та власне процес буріння залежить від наступних чинників.

1. Якості бурового розчину — очищення свердловини від дрібного шламу краще забезпечується при глинистих розчинах з малої в'язкістю й малої міцністю структури. Великі шматки шламу краще видаляються при густих і в'язких розчинах. Збільшення щільності підвищує піднімальну здатність глинистих розчинів.

У той самий час встановлено, що механічна швидкість проходки залежить від диференціального тиску, це різницю між тиском стовпа бурового розчину в свердловині і пластовим (>поровим) тиском. Тиск стовпа рідини (гідростатичний тиск) прямо пропорційно її щільності. Якщо диференціальний тиск більше 3,5МПа, то механічна швидкість проходки залишається приблизно постійної.

Зі збільшенням щільності бурового розчину збільшується тиск на забій свердловини, опірність порід руйнації зростає, унаслідок чого показники буріння зменшуються. Там, коли геологічні умови дозволяють, доцільно використати у ролі бурового розчину воду, газ чи повітря з обов'язкової компенсацією їх недостатньою піднімальної здібності високої швидкістю руху назатрубном просторі.

Американський ученийБингхем, аналізуючи численні промислові і стендові експерименти з допомогою для буріння різнихпромивочних агентів, робить такі висновки:

а процесі буріння на ефективних режимах максимальні значення проходки за оборот долота (>h/п) можна отримати роботу під час використання як бурового розчину води;

б) у великій вона найчастіше бурити на ефективних режимах можна за використанні як бурових агентів повітря, або газу. Але цього разі і навантаження долото, і частота його обертання би мало бути меншими проти такими при бурінні з промиванням забою водою. Це низькою всеочисній здатністю повітряної струменя.

>2.Количество бурового розчину, подаваного на одиницю виміру площі забою свердловини. З узагальнення експериментальних досліджень встановлено (дослідження проведи лисій при бурінніроторним способом іелектробуром), що технологічно необхідну кількість промивного розчину (>Q,л/с) приблизно дорівнює

>Q =0,07Fзаб (>II.70)

деFзаб — площа забою свердловини, див2.

Перевищення подачі бурових насосів над обчисленої у цій співвідношенню величиною не призводить до суттєвого зміни механічної швидкості проходки.

3. Швидкості закінчення потоку рідини з отворів долота і розташування цих отворів стосовношарошкам і вибою свердловин. Зі збільшенням швидкості закінчення бурового розчину здолотних насадок поліпшується очищення забою свердловини, отже, зростає механічна швидкість проходки. Спостереження показують, що значне зростання механічної швидкості проходки буває у тому випадку, коли' швидкість струменів, що випливають із "насадокгидромониторного до лота, перевищує 60—75 м/с. Важливе значення на умови очістки забою надає висота зубів шарошок. Чим більший просвіток міжшарошками і забоєм, тим досконаліший від його очищення і від значенняh/п. Найменші значенняh/п спостерігаються у випадках, коли застосовуються діамантові долота, у яких зуби (алмази) обстоюють позиції матрицю на незначну висоту, і штирові з твердосплавними вставками, майже втопленими у тілішарошки.

Вплив частоти обертання долота. Дослідженнями було встановлено, що з збільшенні частоти обертання долота п механічна швидкість проходки зростає, досягаючи максимальної величини, та був знижується. Кожному класу порід (пластичні,пластичнохрупкие

Страница 1 из 4 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація