CC BY
272
МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 2410-700Х
слабосцементированного коллектора, и создают условия для течения смеси нефти и песка. То есть, добыча нефти производится вместе с песком. При этом показатели коэффициент нефтеотдачи не превышает 10%. Данный метод не применяется для добычи битумов и на месторождениях с подошвенной водой.
В числе «холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей следует указать так называемый УАРЕХ метод - закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель. Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти до 60%.
Тепловые методы добычи. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений объединяют в три группы: внутрипластовое горение, паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС) и закачка в пласт теплоносителей - пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение).
Внутрипластовое горение осуществляется частичным сжиганием нефти (тяжелых ее составляющих) в пласте. С помощью электрических и химических нагревательных устройств вызывают очаг горения, и за счет подачи в пласт воздуха продвигают его по пласту. Температура в зоне горения может достигать 500— 700 °С за счет экзотермического окисления.
Как известно с повышением температуры вязкость нефти уменьшается, и происходит выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Углеводородные и углекислые газов которые образуются в ходе выпаривания вытесняют нефть из пласта. Процесс теплопереноса и извлечения нефти можно ускорить, за счет внедрения воды вместе с окислителем.
В последнее время большое распространение получили методы паротепловые обработки призабойных зон скважин(ПТОС) и закачка в пласт теплоносителей для тяжелых нефтей и природных. Паротепловую обработку призабойной зоны скважины проводят для повышения продуктивности скважины. Достигается это путем периодической закачки пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти. Цикл повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Коэффициент нефтеизвлечения от 15 до 20%.
Таким образом, каждый из приведенных методов имеет свои недостатки и преимущества. Карьерный и шахтный методы ограничиваются глубинной залегания пластов, но характеризуются хорошим коэффициентом нефтеотдачи. «Холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.
Список использованной литературы: 1.Николин И.В. методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов.
© Галимова А.Г., 2016
УДК 550.38
Галимова Алия Гадыловна,
Магистр 2 курса географического факультета Башкирского государственного университета, г.Уфа, РФ
МЕТОДЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ
Аннотация
С каждым годом добыча нефти на месторождениях поздней стадии существенно падает. При этом спрос на нефть продолжает расти. Это приводит к тому что необходимо обратить внимание на увеличение
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X_
интенсификации углеводородов. В связи с этим в статье приведено краткое описание методов и технологий интенсификации нефти, которые наиболее часто применяется на сегодняшний день.
Ключевые слова
Методы интенсификации углеводородов, гидроразрыв пласта, газовая шапка,
низкопроницаемый коллектор.
Воздействие, при котором происходит увеличение темпа добычи нефти называется интенсификаций. Существуют различные классификации методов интенсификации. Одна из таких классификаций основанная на технологии воздействия приведена на рис 1.
Рассмотрим один из самых распространенных методов интенсификации. Для осуществления гидроразрыва пласта, скважины должны удовлетворять определенным критериям. К примеру, для средне- и высокопроницаемых пластов начальная продуктивность скважины должна быть заметно ниже, чем у соседних, обводненность продукции должна быть меньше или равна 20 %. Скважины для осуществления ГРП при низкопроницаемых коллекторах должны удовлетворять следующим требованиям:
- Эффективная толщина> 5м.
- Отсутствие в продукции газа из газовой шапки и законтурной/закачиваемой воды.
- Продуктивный пласт отделен от других проницаемых пластов непроницаемой перемычкой 10м.
- Скважина должна быть удалена от ГНК и ВНК на расстояние, превышающее расстояние между добывающей скважиной.
- Накопленный отбор н. по участку не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов.
- Расчлененность продуктивного пласта не должна превышать 3 - 5
- Скважина должна быть технологически исправна (герметичность ЭК, ЦК выше и ниже перфорации на 50м)[2].
Рисунок 1 - Группы технологий воздействия на залежь.Технология проведения гидроразрыва пласта.
МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X
В первую очередь проводится исследование скважины на приток или приемистость, по результатам которых можно будет рассчитать объемы жидкости разрыва, давление разрыва и другие характеристики. Далее осуществляется промывка скважины. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие.
Третьим этапом проводят закачку жидкости разрыва, для создания давления необходимого для разрыва горной породы, и соответственно образования новых и раскрытия существующих в призабойной зоне скважины трещин. При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании. Для предотвращения смыкания трещин после снятия давления необходимо их заполнить, т.е провести закачку жидкостей песконосителей. Такими наполнителями могут быть песок, порошок из полимеров, стеклянные шарики и др. Следующим этапом будет продавка этой жидкости, с помощью продавочной жидкости. После закачки наполнителя в трещины скважина остается под давлением. Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. Последним этапом является вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование.
Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.
Список использованной литературы: 1.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ, Москва, 2003 г., 816 стр.
© Галимова А.Г., 2016
УДК 550.38
Галимова Алия Гадыловна,
Магистр 2 курса географического факультета Башкирского государственного университета, г.Уфа, РФ
E-mail: vtrosov@gmail.com
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПАВ И РАСТВОРИТЕЛЕЙ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Аннотация
В статье приведено краткое описание использования ПАВ и растворителей для интенсификации добычи нефти. Приведено описание основных видов ПАВ и цели их применения.
Ключевые слова
Ионогенные, неионогенные, ПАВ, поровые пространства, вытеснение нефти.
В настоящие время для снижения поверхностного натяжения на жидкой или твердой фазе раздела активно применяются Поверхностно-активные вещества (ПАВ). Для увеличения фазовой проницаемости нефти и, следовательно, увеличения дебита и снижения обводненности используют растворы концентрацией примерно 0,05 %.
Необходимо учесть, что эффективность вытеснения нефти будет зависит от следующих факторов:
- структуры порового пространства
- доли пленочной нефти
- характера взаимодействия ПАВ и коллектора.
По своему составу и химическим свойствам ПАВ делятся на два основных класса:
- ионогенные
- неионогенные.
