Реферати українською » Геология » Методи розробки родовищ високов'язких нафт і природних бітумів


Реферат Методи розробки родовищ високов'язких нафт і природних бітумів

вироблення запасів ушахтно-скважинном способі розробки використовуютьпаротепловое вплив на пласт. Так званийтермошахтний метод застосуємо на глибинах до 800 метрів, має високий коефіцієнтнефтеизвлечения (до 50%), проте він більше складний під управлінням, ніж шахтний ішахтно-скважинний методи. Найбільш знаним прикладомшахтно-скважинной розробки покладів важких нафт є розробкаЯрегского родовища.

РозробкаЯрегского родовищаподразделена втричі етапу: 1) досвідчений при експлуатації свердловин за поверхні, 2) шахтний спосіб розробки, 3) шахтний спосіб, за застосуванням теплового на пласт.

Експлуатація свердловин за поверхні призвела до рівню нафтовидобутку лише у 2%. Саме тоді виникла ідея буріння шахтних свердловин, які у системі галерей, розміщених увишележащем обрії.

Розробка шахтним способом здійснювалася з двох системам (>Рис. 3): 1)ухтинской, коли він покладдренировали дуже щільною сіткою вертикальних чи злегка похилих свердловин (глибиною до 50 м), пробурених з гірничої виробкивишележащеготуффитового горизонту, яка перебуває вище продуктивного пласта на 25 метрів і 2)уклонно-скважинной – з розташуванням галерей у верхній частині пласта іразбуриванием шестигранників (площею 8–12 га) вподстилающем обрії пологими свердловинами довжиною до 200 м., які відходять від нього як спиці колеса від осі.


>Рис. 3 Схема розробки шахтним способомЯрегского родовища, куди входять у собіухтинскую іуклонно-скважинную системи

1 – система похилих свердловин; 2 – підземна частина свердловини; 3 – насосну станцію; 4 – підземна галерея для аерації; 5 – основна свердловина; 6 – свердловина для аерації; 7 – електричне устаткування; 8 – зберігання вибухових речовин; 9 – підземна галерея; 10 – камери, у яких виходять гирла свердловин; 11 – система згрупованих свердловин

Така подвійна система свердловин дозволила збільшити коефіцієнт нафтовіддачі до 6%. На його підвищення було вирішено звернутися допаротепловому впливу. І було знайти «проривну» технологію, що забезпечує розв'язання проблеми. Така технологія було запропоновано, випробували й довели після проведення великого об'єму досвідчених робіт з тепловому впливу на продуктивний пласт за умов шахтної розробки, з 1972 року широкомасштабне впровадження «>двухгоризонтной системи»термошахтного способу розробки (>Рис. 4) усімнефтешахтах.


>Рис. 4Двухгоризонтная система розробки

Нині триває пошук і освоєння вдосконалення технологій видобутку нафти родовищі. Тож з 1999 р., нанефтешахтах проводилися дослідно-промислові роботи з випробуваннюподземно-поверхностной технології (рис. 5). За період випробування нову технологію отримано достатній матеріал щодо аналізу розробки та підтверджено методика розрахунку технологічних показників розробки з запропонованому способу.

Він дозволив збільшити річний обсяг видобутку нафти на час до 690 тис. тонн без істотною реконструкції потужностей, але з серйозними відступами і виконаннямОТМ, які забезпечують заявлені переваги даного способу, стосовно існуючим. (>двухгоризонтная,одногоризонтная, панельна системи) і той ефективність, заради якої ця технологія впроваджується.

Того ж період було розпочато дослідно-промислові роботи із застосуванням поверхневих технологій, запропонованоїЛ.М.Рузиним, майданами раніше відпрацьованих поуклонно-скваженной системі, шахтним способом природному режимі виснаження. Технологія передбачала циклічну закачування пара (>пароциклическую обробку) з переведенням на свердловин у кінці циклу закачування в режим експлуатації. Досвідчені роботи проводили у межах шахтного поля 2 біс –ОПУ-99, втретє рік розробки цієї ділянки з'явилися позитивні контури ефективності цій технології, По пропозицій фахівців інституту «>РосНИПИтермнефть», керівникДжалаловК.Э., під час ОПР в технологію вносяться коригування, пов'язані з російським перекладом контурного низки свердловин, після 3-йпароциклической обробки режим постійного нагнітання, тобто поєднанняпароциклики з майданним витісненням. На жаль, «політичні» мотиви не дозволили продовжити ОПР й одержати реальні результати.

Починаючи з 2004 року в одному їх ділянок родовища здійснюється адаптація до місцевих умовЯрегского родовища канадського способу розробки –термо-гравитационногодренирования, сутність якого у розробці нафтової поклади горизонтальними свердловинами із поверхні.

Ефективність будь-який системи розробки визначається, безумовно, економічними показниками – витратами видобуток нафти, темпами добору, і коефіцієнтом вилучення нафти (>КИН).

«Холодні» засоби добування

 

До сучасним «холодним» методам видобутку важкої нафти, насамперед, можна віднести метод «>CHOPS» (рис. 6), що передбачає видобуток нафти разом із піском з допомогою усвідомленого руйнаціїслабосцементированного колектора і шляхом створення в пласті відповідних умов течії суміші нафти і піску (родовищеЛлойдминстер, Канада). Застосування методуCHOPS не потребує великих інвестицій облаштування і відданість забезпечує незначність експлуатаційних витрат, проте коефіцієнт нафтовіддачі у разі зазвичай вбирається у 10%. При холодної видобутку успішно використовується спеціалізоване насосне устаткування (наприклад, установки гвинтових насосів), з допомогою якого виробляється відкачка спеціально створеної суміші пластового флюїду і піску. Видобуток піску призводить до виникнення довгих каналів, чи «червоточин», які мають високоїпроницаемостью. Досвід свідчить, деякі канали можуть відходити убік від експлуатаційної свердловини на відстань до 200 м. Поєднанняпенистости нафти звисокопроницаемими каналами зумовлює високі коефіцієнти вилучення й високі дебети, які простежуються в більшості нафтоносних пластів родовищаЛлойдминстер. Попри комерційний успіх технології холодної видобутку, існує низка ознак, якими можна будувати висновки про ймовірній досягненні краю її можливостей. За наявними оцінкам, обсяг що видобувається час нафти становить 36 500 м3/>сут (230 000барр./сут), у своїй за прогнозами наступного десятилітті станеться зниження видобутих обсягів на 50%. Причиною такої зниження видобутку є такі чинники:

» відсутність нових родовищ, придатних і розробити із застосуванням методики холодної видобутку;

» обводнювання свердловин з допомогою припливу води через мережу каналів;

» зниження пластового тиску і пластів;

» низький приплив рідини і високий газовий чинник;

» неможливість експлуатації свердловин довше 7–8 років у силу вищевказаних причин.


>Рис. 6 Метод розробки «>CHOPS»

 

Серед «холодних» способів видобутку важких нафт і бітумів з допомогою розчинників слід зазначити так званийVAPEX метод (рис. 7) – закачування розчинника в пласт як гравітаційного дренажу. Такий спосіб впливу припускає використання пари горизонтальних свердловин. за рахунок закачування розчинника в верхню їх, створюється камера розчинник (>углеводородние розчинники, зокремаетан чи пропан). Нафтаразжижается з допомогою дифузії у ній розчинника і стікає на межі камери до видобувної свердловині під впливом гравітаційних сил. Коефіцієнт вилучення нафти цим методом сягає 60%, проте темпи видобутку надзвичайно низькі.

Отже, «холодні» методи розробки покладів важкої нафти не позбавлені низки суттєвих недоліків. У тому числі обмеження з максимальним значенням в'язкості нафти і низькі темпи розробки. Тому, переважна більшість активно здійснюваних проектів розробки родовищ важкої нафти і бітумів пов'язані з тепловими методами на пласти.

 


>Рис. 7 Метод розробки «>VAPEX».

Теплові методи розробки

 

Теплові методи розробки нафтових родовищ діляться на принципово відмінні види. Перший, заснований навнутрипластових процесах горіння, створюваних шляхом ініціювання горіння коксових залишків впризабойной зоні нагнітальних свердловин (із застосуванням забійних нагрівальних пристроїв – зазвичай типуТЭНов) з наступним переміщенням фронту горіння шляхом нагнітання повітря (сухе горіння) чи повітря та води (вологе горіння). Другий, найширше застосовуваний у же Росії та там, заснований на нагнітанні (із поверхні) теплоносіїв в нафтові пласти.

Методи нагнітання теплоносія в нафтові пласти мають дві принципові різновиду технології. Перша – полягає в витіснення нафти теплоносієм та їїоторочками. Така різновид отримало залежність від виду використовуваного теплоносія найменування:паротеплового на пласт (>ПТВ) і впливу гарячою водою (>ВГВ) Друга – напаротепловой обробціпризабойной зони видобувних свердловин (>ПТОС). І тут як теплоносія використовується насичений водяну пару.

>Внутрипластовое горіння (рис. 8). Сутність процесу зводиться до освіти й переміщенню по пласту високотемпературної зони порівняно невеликих розмірів, у якій тепло генерується внаслідок екзотермічних окисних реакцій між частиною котра міститься в пласті нафти і киснемнагнетаемого в пласт повітря.

>Рис. 8Внутрипластовое горіння

Як паливо для горіння витрачається частина нафти, залишається в пласті після витіснення її газами горіння, водяником пором, водою,испарившимися фракціями нафти попереду фронту горіння іпретерпевающая зміни внаслідок дистиляції, крекінгу та інших складних фізико-хімічних процесів.Вигорает 5–25% запасів нафти. Дослідженнями встановлено, що зі збільшенням щільності і в'язкості нафти витратасгорающего палива, і з збільшенням проникності зменшується.

Процесвнутрипластового горіння має такі різновиду в напрямі руху окислювача:

–прямоточний процес, коли рух зони горіння і окислювача збігаються;

–противоточний процес, коли зона горіння рухається назустріч потоку окислювача.

Технологія процесу наступного. Спочаткукомпрессорами закачують повітря. Якщо недоїмку протягом перших місяців немає ознак екзотермічних реакцій (за даними аналізів газу та температури в видобувних свердловинах), то розпочинають ініціюванню горіння. Його можна здійснити однією з методів: електричним забійнимнагревателем, який опускають у замкову шпарину на кабелі і обдувається повітрям; забійній газової горілкою,опускаемой у замкову шпарину двомаконцентричних лавах труб (для роздільної подачі палива й повітря); використання теплоти хімічних окисних реакцій певних речовин (>пирофоров); подачею каталізаторів окислення нафти.

Після створення фронту горіння впризабойной зонінагнетательной свердловини надалі його підтримують і переміщають по пласту закачуванням повітря, з постійно зростаючим його витратою. Потому, як процес горіння стабілізувався, в пласті в напрямі віднагнетательной свердловини до видобувним можна виокремити декілька характерних зон.

Між забоємнагнетательной свердловини і фронтом горіння розміщається випалена зона 1. За нормального перебігу процесу у ній залишається суха, вільний від будь-яких домішок порода пласта. У покрівлі і підошви пласта у цій зоні після проходження фронту горіння може бутинефтенасищенность 2, позаяк у через відкликання втратами тепла в покрівлю й підошву температура у тих частинах може бути недостатньою для запалення палива. Дослідженнями встановлено, якщо зони фронту горіння 3 має порівняно малі поперечні розміри і сягає покрівлі і підошви пласта. Безпосередньо перед фронтом горіння впоровом просторі породи рухається зона 4коксообразования і випаровування порівняно легких фракцій нафти і пов'язаної води.Нагрев цій галузі пласта здійснюється з допомогою теплопровідності іконвективного перенесення тепла парами води, нафти і газоподібними продуктами горіння. Температура у цій зоні падає від температури горіння до температури кипіння води (в суміші з нафтою) припластовом тиску.

Перед зоною випаровування рухається зона 5 конденсації водяної пари і. Температура зони дорівнює температурі кипіння суміші води та нафти. Попереду цієї зони рухається зона 6 рідкого гарячого конденсату нафти та води. Температура у зоні 6 знижується від температури конденсації до пластовій. Попереду зони конденсату нафти та води може утворитися «нафтової вал» зона 7 (зона підвищеноїнефтенасищенности) за нормальної температури рівної пластової. Остання зона 8 – зона нафти з початковійнефтенасищенностью і пластовій температурою, якою фільтруються решта газоподібні продукти горіння.

Ефективна реалізація процесувнутрипластового горіння залежить від правильного добору нафтової поклади й усебічного обгрунтування ознак, які впливають успішне і економічне застосування такого способу.

Длявнутрипластового горіння найбільш сприятливі продуктивні пласти завтовшки 3–25 м. Залишкованефтенасищенность повинна бути 50–60%, а початковаобводненность трохи більше 40%.Вязкость і щільність нафти можуть варіюватися в межах.Пористость пласта серйозно впливає на швидкість просування фронту горіння і потрібне тиск для окислювача.Проницаемость більш 0,1мкм2.

>Влажноевнутрипластовое горіння. Процес вологоговнутрипластового горіння у тому, що у пласт разом із повітрям закачується у певному кількості вода, яка, торкаючись нагрітої які йшли фронтом горіння породою, випаровується.Увлекаемий потоком газу пар переносить теплоту до області попереду фронту горіння, де як наслідок розвиваються великі зони прогріву, виражені переважно зонами насиченого пара і сконденсованої гарячої.

Сенс застосування вологоговнутрипластового горіння у тому, що додавання донагнетаемому повітрю агента з вищоїтеплоемкостью – води, покращуєтеплоперенос в пласті, що сприяє переміщенню теплоти з задньої області у передню щодо фронту горіння. Використання основної маси теплоти у сфері позаду фронту горіння, тобто. наближення генерованої в пласті теплоти до фронту витіснення нафти, істотно підвищує ефективність процесутеплопереноса й виведення нафти.

>Паротепловие обробки привибійних зон свердловин і закачування в пласт теплоносія. З'являються найширше застосовуваними методами видобутку важких нафт і природних бітумів.

Процеспаротепловой обробки (>ПТОС)призабойной зони свердловини залежить від періодичної про закачування пара черезНКТ в видобувні свердловини для розігрівупризабойной зони пласта і тенденції зниження у ній в'язкості нафти, тобто. підвищення продуктивності свердловин. Цикл (нагнітання пара, витримка, видобуток) повторюється кілька разів протягом стадії розробки родовища. Такий метод називається циклічним.

Основні переваги – високий дебіт після обробки, менші втрати тепла стовбуром свердловини в покрівлю й підошву пласта, температураобсадной колони при нагнітанні пара нижче, аніж за інших варіантах.

Недоліки – падіння дебіту при наступних циклах, неповне вилучення нафти з пласта, обмеженість зони прогріву пласта та інших.

Існує циркуляційний варіант, у якому пар нагнітають по кільцевому простору до вибою, обладнаномупакером, а ще черезНКТ відкачують конденсат разом із нафтою. І тому варіанта необхідний потужний, однорідний пласт, добре проникний в вертикальному напрямі.

Перевага: експлуатація свердловини точиться.

Недоліки: великих втрат тепла, висока температураобсадной колони й необхідність її захисту від деформації, обмеженість прогріву пласта, необхідність створення спеціальнихпакеров іскважинних насосів до роботи при високих температур.

Площадний варіант – пар подають унагнетательную свердловину, а нафту,

>витесняемая з пласта оторочкою гарячогопароконденсата і кілька, видобувається

із сусідніх видобувних. Йде процес безперервного фронтального витіснення нафти з пласта.

Перевага: високанефтеотдача пласта внаслідок прогріву великий зони.

Недоліки: витрата значної кількості теплової енергії, у результаті метод трапляється економічно невигідний.

Через те, щопаротепловому впливу піддається лишепризабойная зона свердловини, коефіцієнтнефтеизвлечения для такого методу розробки залишається низьким (15–20%). Ще однією із недоліків методу є висока енергоємність процесу збільшення обсягу попутного газу. Тому, переважноПТОС застосовуються як додатковий вплив напризабойную зону свердловини під час здійснення процесу витіснення нафти теплоносієм з пласта, тобто. нагнітання теплоносія з просуванням теплового фронту всередину пласта.

Збільшення нафтовіддачі пласта при про закачування до нього теплоносія досягається з допомогою зниження в'язкості нафти, під впливом тепла, що сприяє поліпшенню охоплення пласта і підвищує коефіцієнт витіснення. Як робочих агентів можна використовувати гаряча вода, пар, гарячий полімерний розчин тощо.

>Закачка гарячої. У певнихфизико-геологических умовах, особливо зі зростанням

Схожі реферати:

Навігація