Методы добычи тяжелых нефтей в Удмуртии

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.

Модификацию и дальнейшим развитием комбинированного полимерного и теплового воздействия является циклическое внутрипластовое полимерно – тепловое воздействие. Эта технология предусматривает строго расчетное чередование закачки в пласт теплоносителя (горячей воды, водяного пора и др.) и холодного раствора полимера в циклическом режиме.

Пласт предварительно нагревается путем закачки теплоносителя. Потом в пласт подается «холодный» раствор полимера, в частности, полиакриламида. Раствор полимера, прогреваясь непосредственно в пласте, совершает механизм вытеснения нефти, аналогичный технологии термополимерного воздействия. Технология ТВПТВ предусматривает осуществление многократных циклов закачки теплоносителя и рствора полимера. При этом достигается увеличенный охват пласта рабочим агентом, более полного извлечения запасов нефти, экономия тепловой энергии и основного химреагента полиакриламида.

Полимерное и термополимерное воздействие на пласт нашло свое применение на Лиственском и Мишкинском месторождениях. Эти технологии значительно повышают эффективность разработки эалежей высоковязкой нефти. На Мишкинском месторождении применяются применяется подогретый раствор полиакраламида для закачки в пласт. Для приготовления раствора разработана и изготовлена установка, которая не имела аналогов в мировой практике. Если на Мишкинском месторождении применяются как тепловое воздействие на пласт (ТПВ), так и закачка холодного полимера(ХПВ), то на Лиственском месторождении применяется только закачка холодного полимера,

Применение термических методов в  сочетании с методами воздействия на призабойную зону пласта позволяет предприятиям нефтедобычи добиться хороших результатов на увеличение нефтеотдачи разрабатываемых месторождений.

Первоначальные проекты для основных месторождений Удмуртии были составлены с расчетом на достаточную эффективность традиционных методов заводнения. Однако уже с самого начала стало ясно, что разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти методами заводнения или на естественных режимах является нерентабельной. Естественным образом возникла проблема поиска и создания новых технологий повышения нефтеотдачи пластов и рентабельности разработки месторождений в осложненных условиях ремонта. Необходимо было искать новые подходы к разработке месторождений. Опыт в разработке таких сложных месторождений в России не было. Творческий коллектив ученх и производственных ОАО «Удмуртнефть» и ведущих институтов под руководством академика Кудинова Валентина Ивановича теоретически обосновал, затем исследовал в лабораториях условиях новые технологии добычи нефти. В настоящее время они широко применяются не только на месторождениях Удмуртии, но и за ее пределами.

Для проведения работы по развитию добычи тяжелых нефтей в Росси необходимо создание экономического механизма, который позволил бы предприятиям, ведущие освоение и разработку таких месторождений, получить реальную прибыль, сравнимую с получаемой при добыче легких нефтей. Такой механизм может быть основан на льготном налогообложении для нефтедобывающих предприятий в частности объемов добываемых тяжелых нефтей.

За создание и промышленное внедрение новых высокоэффективных  технологий разработок месторождений вязких нефтей в сложных геологических формациях присуждена премия Государственная премия Российской Федерации 1999 года в области науки и техники группе ученых и специалистов ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Российский научно – исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти»и другим. Среди них – лауреаты Госпремии РФ в области науки и техники: Кудинов В.И – руководитель работ, доктор технических наук, заведующий кафедрой УдГу; Богомольный Е.И.-генеральный директор ОАО «Удмуртнефть»; Шмелев В.А.- первый заместитель генерального директора ОАО «Удмуртнефть»; Желтов Ю.В.- доктор технических наук, советник президента ОАО «Научно – технологическая компания»; Зубов Н.В.- кандидат физико–математических наук, заведующей лабораторий «УдмуртНИПИнефть»; КолбиковВ.С.- кандидат технических наук, заведующий лабораторией ОАО «Российский научно-исследовательский и проектный институт по термическим методам добычи нефти».

Параметры режима бурения.

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся: 1) осевая нагрузка (давление) на долото Рд; 2) частота вращения долота п; 3) количество прокачиваемой промывочной жидкости Q; 4) качество промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига).

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным  (или оптимальным)  режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины, и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.

Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот получают при своевременном удалении с забоя выбуренной породы, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя, а следовательно, и собственно процесс бурения зависят от следующих факторов.

1. Качества бурового раствора — очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов.

В то же время установлено, что механическая скорость проходки зависит от дифференциального давления, представляющего собой разность между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым (поровым) давлением. Давление столба жидкости (гидростатическое давление) прямо пропорционально ее плотности. Если дифференциальное давление больше 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается примерно постоянной.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В тех случаях, когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве бурового раствора воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности  высокой  скоростью движения в затрубном пространстве.

Американский ученый Бингхем, анализируя многочисленные промысловые и стендовые эксперименты с использованием для бурения различных промывочных агентов, делает следующие выводы:

а) в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (h/п) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды;

Страницы: 1, 2, 3