Технология добычи «тяжелой» нефти. Добыча тяжелая нефть


Способ добычи тяжелой нефти

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано для добычи тяжелой нефти и природных битумов. Способ добычи тяжелой нефти включает строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами. Подводят теплоноситель в пласт, собирают продукцию в подземную емкость и откачивают ее на поверхность насосами. Домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками, и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями. Поршни размещают внутри цилиндров. Причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом. При работе гидронасоса поршни двигаются в противоположных направлениях вместе с составными трубами. Строят все пары скважин согласно проекту. Причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками. Подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках. Техническим результатом является повышение эффективности добычи тяжелой нефти. 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к способам добычи углеводородов скважинными методами со вскрытием продуктивного пласта из вертикальной скважины подземными горизонтальными скважинами с последующим воздействием на него методами, приводящими его продукцию в текучее состояние, и может быть использовано для добычи тяжелой нефти и природных битумов.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов (патент RU №2330950, Е21В 43/24, опубл. Бюл. №22 от 10.08.2008 г.), включающий строительство вертикальной скважины с образованием подземной емкости для продукции, вскрытие продуктивного пласта из вертикальной скважины горизонтальными скважинами методом их вдавливания с подъемом от скважины, обвязку горизонтальных скважин через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, предварительную подготовку продукции в подземной емкости и раздельную откачку продукции, воды и газа на поверхность.

Недостатком данного способа является то, что из-за несоосности горизонтальных скважин каждую из них строят отдельно, периодически вдавливая домкратом трубы в пласт до проектной длины. При этом домкрат упирают на противоположную стенку вертикальной скважины, которая должна выдерживать значительные нагрузки. Дополнительное укрепление стенок вертикальной скважины удорожает строительство. Кроме того, из-за стесненных обстоятельств в вертикальной скважине ход домкрата будет небольшим и потребуется больше времени и средств для строительства горизонтальных скважин, что также удорожает их строительство. Оснащение горизонтальных скважин дорогими противопесочными фильтрами также удорожает строительство. В подземной емкости происходит только предварительная подготовка продукции. Необходимо строить наземные трубопроводы и системы подготовки продукции.

Наиболее близким является способ добычи нефти подземными горизонтальными скважинами (патент RU №2354817, Е21В 43/24, 7/00, опубл. Бюл. №13 от 10.05.2009 г.) с применением теплового воздействия на продуктивный пласт, включающий бурение с дневной поверхности вертикального шахтного ствола и крепление его стенок, сооружение подземной рабочей камеры, строительство двухуровневых горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, устья которых находятся в рабочей камере, закачку в продуктивный пласт через нагнетательные скважины теплоносителя, подаваемого с дневной поверхности по паропроводу, извлечение из продуктивного пласта добывающими скважинами в подземную рабочую камеру нефти, сбор ее в емкость на забое шахтного ствола и откачку на дневную поверхность. Рабочую камеру сооружают в виде симметрично расположенных относительно оси кондукторных горизонтальных труб, которые домкратом задавливают в продуктивный пласт, по направлениям горизонтальных скважин, после освобождения внутренней полости кондукторных труб от породы продуктивного пласта производят строительство двухуровневых горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин продавливанием трубчатых фильтров в продуктивный пласт телескопическим домкратом, выполненным с возможностью размещения в противоположно расположенных кондукторных трубах для увеличения рабочего хода.

Недостатком способа является то, что домкрат упирают на противоположную стенку рабочей камеры, которая должна выдерживать значительные нагрузки. Дополнительное укрепление стенок рабочих камер удорожает строительство. Кроме того, при откачке продукции с водой, газом и механическими примесями изнашивается и неэффективно работает насосное оборудование, не исключены условия для образования стойких эмульсий. Необходимо строить наземные трубопроводы и системы подготовки продукции, которые занимают значительные земельные угодия.

Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи тяжелой нефти значительным снижением капитальных, эксплуатационных затрат и себестоимости продукции за счет исключения строительства наземных установок подготовки нефти и парогенератора, уменьшения количества наземных трубопроводов, снижения сроков и себестоимости строительства горизонтальных скважин, уменьшения теплопотерь и закупок насосного оборудования, увеличения дебита, применения эффективных и гибких технологий воздействия на нефтяной пласт и качественной подготовки продукции в подземной емкости, уменьшения отводимых земель и рационального их использования.

Поставленная задача решается способом добычи тяжелой нефти, включающим строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, размещенным в соосных рабочих камерах, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность насосами.

Новым является то, что домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями, размещенными внутри цилиндров, соединенными гибким элементом, причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом, при работе которого поршни двигаются в противоположных направлениях вместе со составными трубами, строят все пары скважин согласно проекту, причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках, продукция пласта из добывающих скважин поступает через соответствующие задвижки, коллектор и патрубок в наклонную, регулируемую в зависимости от ее состава и вязкости плоскость, снабженную устройством для регулирования толщины потока, где происходит предварительное отделение от нее газа и воды, которую размещают в верхней части подземной емкости, внешне радиально соединенной каналами с дополнительной скважиной для насосов, соединенной с системой улавливания легких фракций, причем нижний канал снабжен фильтром.

Новым является также то, что оптимальную скорость поступления продукции из пласта в горизонтальные добывающие скважины и ее течения по ним в подземную емкость, при которой не выносятся механические примеси, определяют регулированием величины их проходных сечений.

Новым является также то, что сначала строят дополнительную скважину с забоем ниже забоя подземной емкости, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза и пласта.

Новым является также то, что для подготовки продукции в подземной емкости применяют термогравитационный, термохимические и электрические методы.

Новым является также то, что для периодической гидравлической очистки подземной емкости от механических примесей применяют наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений.

Новым является также то, что парогенератор размещают в вертикальной скважине и в его работе используют попутный газ и воду из подземной емкости.

На фиг.1 приведена общая схема размещения скважин и оборудования в разрезе нефтяного пласта (на заднем плане между коллекторами устья горизонтальных скважин условно не показаны).

На фиг.2 - схема строительства горизонтальных скважин, сечение А-А по фиг.1.

На фиг.3 - схема предварительной подготовки продукции в подземной емкости, выноска Б фиг.1.

Для осуществления способа добычи тяжелой нефти (нефти) сначала строят дополнительную скважину 1 (фиг.1) с забоем 2 ниже забоя 3 подземной емкости 4, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза 5 и пласта 6. При необходимости вносят изменения в проект строительства вертикальной скважины 7. Далее строят вертикальную герметичную скважину 7, закрывают на уровне подошвы 8 пласта 6 горизонтальной герметичной теплоизолированной крышкой 9, образуя емкость 4 для последующего сбора продукции. Сверху скважину 7 закрывают герметичной камерой 10 с полом 11, в которой размещают рабочий лифт, систему вентиляции и другое необходимое оборудование (на фиг. не показаны). В зонах выше кровли 12 и ниже подошвы 8 пласта 6 проводят водоизоляционные работы. Из вертикальной скважины 7 строят горизонтальные соосные рабочие камеры 13, разбуривая пласт 6 известными средствами (например, шнеком), которые обсаживают перфорированными трубами 14 с направляющими 15 на противоположных торцах 16. Необходимое количество рабочих камер 13 определяют проектом с учетом параметров пласта 6 и принятой технологией добычи. Их количество может быть восемь в одном сечении, несколько рядов по высоте и более 10 м по длине. Трубы 14 могут быть составными. Сопряжения труб 14 со стенкой 17 вертикальной скважины 7 герметизируют известными методами (прокладками). После завершения строительства всех рабочих камер 13 начинают строить горизонтальные скважины 18. В соосных рабочих камерах 13 (фиг.2) размещают домкрат 19 в виде цилиндров 20 с центраторами (не показаны), в направляющие 15 которых поочередно вводят и наращивают до расчетной длины составные трубы 21 (трубы) с перфорированными участками 22 и наконечниками 23. Затем в цилиндры 20 вводят поршни 24 до соприкосновения с трубами 21. На концах цилиндров 20 предусматривают ограничители (не показаны) для поршней 24. На поршнях 24 предусмотрены уплотнители (не показаны) и прикреплены гибкие элементы 25 расчетной длины. Далее цилиндры 20 соединяют между собой телескопическими патрубками 26, образуя герметичную полость 27, соединенную через шланги 28 с гидронасосом (не показаны). На этом «зарядка» домкрата 19 заканчивается.

Включают гидронасос и создают рабочее давление в полости 27. При этом поршни 24 двигаются в противоположных направлениях и надавливают трубы 21 с наконечниками 23 в пласт 6. При одинаковых сопротивлениях на трубы 21 с наконечниками 23 оба поршня 24 надавливают их на длину хода в пласт 6. Усилие надавливания регулируют изменением давления в полости 27 гидронасосом. Далее освобождают полость 27 от жидкости, раздвигают патрубки 26 и вытягивают поршни 24 из цилиндров 20 за гибкие элементы 25. Затем снова «заряжают» домкрат 19, и процесс повторяется до достижения горизонтальных скважин 18 до проектных длин. Если в процессе работы только один поршень 24 прошел полный ход по цилиндру 20, а другой - частично, то домкрат 19 также «перезаряжают» и т.д. Таким образом, строят все остальные пары горизонтальных скважин 18. Для уменьшения сопротивлений надавливанию составных труб 21 в пласт 6 можно применять известные приемы (подача горячего растворителя и т.п.). Если по проекту предусмотрено строительство горизонтальных скважин 18 в два яруса по высоте, то одновременно можно строить их две пары и т.д. При окончании строительства горизонтальных скважин 18 составные трубы 21 с трубами 14 рабочих камер 13 образуют кольцевые полости 29 (фиг.1), сообщающиеся с пластом 6 и через соответствующие задвижки 30 и коллекторы 31 - с паропроводом 32 и подземной емкостью 4. Горизонтальные скважины 18 через соответствующие задвижки 30 и коллекторы 31 также сообщаются с паропроводом 32 и подземной емкостью 4, а их центральные каналы 33 закрывают равнопроходными задвижками 34. Устья рабочих камер 13, горизонтальных скважин 18 и сопряжения составных труб 21 с направляющими 15 герметизируют известными способами. Нижние коллекторы 31 через патрубки 35 сообщают с подземной емкостью 4, причем в ее верхней части помещают наклонную регулируемую плоскость 36 (фиг.3), снабженную устройством 37 для регулирования толщины потока продукции и перегородкой 38. Подземную емкость 4 соединяют через каналы 39 (фиг.1) с дополнительной скважиной 1, которая соединена с наземной системой улавливания легких фракций и парогенератором, причем нижний канал 39 снабжают фильтром 40. В дополнительную скважину 1 помещают насосы 41 для откачки продукции. В верхней части скважины 7 размещают парогенератор 42, соединенный с паропроводом 32. Там же размещают системы подачи и подготовки газа и воды из подземной емкости 4 (не показаны). Монтаж оборудования в скважине производят с использованием рабочего лифта. Оборудование выполняют во взрывозащищенном быстросборном модульном исполнении, снабжают приборами безопасности, контроля и видеонаблюдения. Рабочий персонал обеспечивают средствами индивидуальной защиты для работы в этих условиях.

Предложенный способ добычи тяжелой нефти позволяет использовать для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние различные технологические приемы. Для примера рассмотрим применение технологии парогравитационного дренирования с закачкой перегретого пара с температурой порядка 250°С при двухъярусном расположении горизонтальных скважин. Сущность технологии заключается в том, что пласт нагревают перегретым паром для снижения вязкости продукции и приведения ее в текучее состояние. На первом этапе эксплуатации залежи пар закачивают расчетное время через паропровод 32 и верхние коллекторы 31 при открытых верхних задвижках 30 во все горизонтальные скважины 18 и полости 19 рабочих камер 13 для более полного прогрева пласта 6. В это время нижние задвижки 30, сообщающие их через нижние коллекторы 31 и патрубки 35 с емкостью 4, закрыты. После достаточного прогрева пласта открывают дистанционно нижние задвижки 30, сообщающие полости 19 рабочих камер 13 и горизонтальные скважины 18 через нижние коллекторы 31, патрубки 35 с емкостью 4. В это время остальные задвижки закрыты. В гравитационном режиме и под действием пластового давления продукция попадает наклонную плоскость 36 (фиг.3), где происходит ее предварительная подготовка. В зависимости от принятой технологии глубокой подготовки продукции можно применять, в зависимости от ее состава, горячий гравитационный, термохимический и электрические методы. При этом газ и воду используют для работы парогенератора, а товарную нефть откачивают насосами 41 (фиг.1) из дополнительной скважины 1. Оптимальную скорость поступления продукции из пласта 6 в полости 19 и горизонтальные добывающие скважины 18 и ее течения по ним в подземную емкость 4, при которой не выносятся механические примеси, определяют экспериментально регулированием величины проходного сечения задвижек 30. При закрытых задвижках скорость равна нулю. При полностью открытых задвижках скорость продукции имеет максимальное значение.

В зависимости от применяемого технологического режима эксплуатации пласта полости 19 и горизонтальные скважины 18 в горизонтальном сечении и вертикальных рядах могут быть как паронагнетательными, так и эксплуатационными. Например, в верхний ряд всех полостей и скважин (или в часть их) закачивают пар, а с нижнего ряда всех полостей и скважин (или из части) ведут добычу продукции. В зависимости от принятой технологии эксплуатации пласта могут быть любые варианты совместной эксплуатации полостей 19 и горизонтальных скважин 18. Для интенсификации добычи возможно применение химических реагентов и растворителей. Для периодической гидравлической очистки подземной емкости применяют известное наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений. Управление технологическими процессами осуществляет оператор с дневной поверхности. После выработки участка пласта охватываемой скважиной ее можно использовать в технологическом цикле разработки месторождения в качестве подземного резервуара (для хранения нефти, воды, промышленных отходов и т.п.).

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа добычи тяжелой нефти заключается в следующем. Появляется возможность строительства из вертикальной скважины одновременно двух соосных горизонтальных скважин на одном ярусе, четырех скважин на двух ярусах и т.д. При этом усилия заталкивания поршнями труб горизонтальных скважин в пласт практически не действуют на конструкцию вертикальной скважины. Изменением рабочего давления в герметичной полости между поршнями гидронасосом можно регулировать усилие надавливания труб горизонтальных скважин в пласт в широких пределах. Рабочий ход поршня домкрата определяется длиной его цилиндра и может быть более 10 м. Тогда, в благоприятном случае, для строительства двух горизонтальных скважин длиной 700 м каждая необходимо «перезарядить» домкрат 70 раз. Если на одном ярусе вертикальной скважины необходимо построить 8 горизонтальных скважин (4 пары), то домкрат «перезаряжают» 280 раз. Если на одну «зарядку» и рабочие ходы поршней домкрата потратить 4 часов времени, то на строительство 4 пар горизонтальных скважин потребуется 1120 часов - 46,7 суток, то есть всего 11,7 суток на одну пару горизонтальных скважин. Домкрат имеет простую схему исполнения, «перезарядки» и работы. Размещение парогенератора в вертикальной скважине и использование в его работе попутного газа и воды из подземной емкости исключает строительство дорогих наземных паропроводов, водоводов, установок для улавливания легких фракций и значительно снижает потери тепла. Применение оптимальной скорости течения продукции из пласта в подземную емкость, при которой исключен вынос песка, позволяет не оснащать горизонтальные скважины дорогими противопесочными фильтрами и экономить денежные средства. Строительство дополнительной скважины для насосов до строительства вертикальной скважины позволяет получить достоверную информацию о геологических параметрах разреза и пласта и, при необходимости, оперативно вносить изменения в проект, повышая качество дальнейшего строительства. Кроме того, появляется возможность применять известные насосные установки, монтировать и обслуживать их, применяя обычное наземное оборудование и известные технологические приемы, как на обычных скважинах. Способ позволяет вскрывать продуктивный пласт с минимальным на него воздействием, применять, в зависимости от стадии разработки месторождения, различные технологические приемы воздействия на пласт без переналадки оборудования и вести рациональный сбор продукции с различных участков пласта в подземную емкость без применения насосов. Добывающие горизонтальные скважины не оказывают противодавления на пласт, что улучшает поступление продукции и сбор ее в подземной емкости. То, что качественная подготовка продукции происходит в подземной емкости с применением эффективных устройств и технологий, легкие фракции поступают в наземную систему их сбора или сжигаются в парогенераторе и откачивают ее на поверхность в виде товарной продукции, исключает затраты средств на строительство дорогостоящих наземных систем переработки, трубопроводов и улучшают экологические условия. Появляется возможность товарную продукцию и воду откачивать из подземной емкости раздельно, причем воду можно использовать в работе парогенератора.

Приводим некоторые оценочные параметры добычи тяжелой нефти с применением предложенного способа. Представим объем пласта, охватываемый скважинами в виде цилиндра. При этом считаем, что нефть в пласте неподвижна, а длины горизонтальных скважин одинаковы. Тогда для определения количества нефти, которое можно извлечь из пласта, можно написать:

Q=πR2Hpha,

где R - радиус основания цилиндра, равный длине горизонтальных скважин, м; Н - высота цилиндра, равная мощности пласта, м; Р - плотность нефти, т/м3; h - нефтеизвлечение из пласта, %; а - нефтенасыщенность пласта, %.

Если принять R=700 м, Н=20 м, Р=0,96 т/м3, h=0,9, а=0,15, то получаем:

Q=3,14×7002×20×0,96×0,9×0,15=3988051 т.

При этом не учли поступление нефти из приграничных зон пласта по периметру, которая, по-видимому, будет увеличивать этот объем нефти.

Количество общей выручки от продажи нефти на внутреннем рынке России:

Д=QЦ,

где Ц - стоимость одной тонны нефти на внутреннем рынке, руб.

Если принять стоимость нефти 6500 руб. (ориентировочно, для оценки), то получаем:

Д=3988051×6500=25922331500 руб.

Для определения суточного дебита вертикальной скважины можно написать:

Qcyт.=qn,

где q - суточный дебит добывающей горизонтальной скважины, т/сут.; n - количество добывающих горизонтальных скважин.

Предположим, что из вертикальной скважины построено восемь пар горизонтальных скважин, из которых половина - добывающие. Дебит по нефти существующих добывающих наклонно горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении, горизонтальная часть которых примерно 300 м проходит по пласту - более 30 т/сут. Если горизонтальная добывающая скважина работает в тех же условиях, но ее длина, проходящая по пласту, более чем в два раза больше, и она работает в депрессионном режиме, то можно предположить, что ее дебит увеличится. Есть сведения, что в Канаде и Венесуэле из горизонтальных скважин длиной 500-700 м добывают высоковязкой продукции порядка 150 т/сут. Принимаем суточный дебит добывающей горизонтальной скважины 75 т/сут. Тогда суточный дебит составит:

Qcyт=75×8=600 т/сут.

Для определения годовой добычи нефти можно написать:

Qгод.=365×Qcyт=365×600=219000 т,

где 365 - количество дней в году.

Годовая выручка от продажи этой нефти:

Д год.=219000×6500=1423500000 руб.

Предлагаемое количество лет работы скважин:

Н лет.=Q:Qгод.=3988051:219000=18 лет.

Таким образом, применение предложенного способа повышает эффективность добычи тяжелой нефти значительным снижением капитальных, эксплуатационных затрат и себестоимости продукции за счет исключения строительства наземных установок подготовки нефти и парогенератора, значительного уменьшения количества наземных трубопроводов, снижения сроков и себестоимости строительства горизонтальных скважин, уменьшения теплопотерь и закупок насосного оборудования, фильтров, увеличения дебита, применения эффективных и гибких технологий воздействия на нефтяной пласт без переналадки подземного оборудования и подготовки продукции в подземной емкости, уменьшения отводимых земель и рационального их использования. Вследствие того, что отсутствуют наземные установки подготовки нефти, уменьшено количество наземных трубопроводов подвода пара и отвода продукции, устья горизонтальных скважин компактно и герметично обвязаны в вертикальной скважине под землей, а подземная емкость сообщена с наземной системой улавливания легких фракций продукции и парогенератором, наиболее полно выполняются экологические требования.

1. Способ добычи тяжелой нефти, включающий строительство вертикальной скважины, вскрытие пласта из вертикальной скважины методом надавливания домкратом, размещенным в соосных рабочих камерах, горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, подвод теплоносителя в пласт, сбор продукции в подземную емкость и откачку ее на поверхность насосами, отличающийся тем, что домкрат выполняют в виде цилиндров, временно соосно размещенных с центраторами в противоположных рабочих камерах, снабженных перфорированными участками и на противоположных торцах направляющими для составных труб с перфорированными участками и наконечниками, взаимодействующих с поршнями, размещенными внутри цилиндров, соединенными гибким элементом, причем цилиндры периодически соединяют между собой телескопическими патрубками, образуя герметичную полость, соединенную с гидронасосом, при работе которого поршни двигаются в противоположных направлениях вместе с составными трубами, строят все пары скважин, согласно проекта, причем составные трубы совместно с рабочими камерами образуют кольцевые полости, сообщающиеся с пластом и через соответствующие задвижки и коллекторы - с паропроводом и подземной емкостью, которые также соединяют через соответствующие задвижки и коллекторы с паропроводом и подземной емкостью, а их центральные каналы закрывают равнопроходными задвижками, подвод теплоносителя в пласт осуществляют через паропровод, коллектор, задвижки, перфорированные участки составных труб нагнетательных скважин и кольцевых полостей рабочих камер при закрытых остальных задвижках, продукция пласта из добывающих скважин поступает через соответствующие задвижки, коллектор и патрубок в наклонную, регулируемую в зависимости от ее состава и вязкости плоскость, снабженную устройством для регулирования толщины потока, где происходит предварительное отделение от нее газа и воды, которую размещают в верхней части подземной емкости, внешне радиально соединенной каналами с дополнительной скважиной для насосов, соединенной с системой улавливания легких фракций, причем нижний канал снабжен фильтром.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оптимальную скорость поступления продукции из пласта в горизонтальные добывающие скважины и ее течения по ним в подземную емкость, при которой не выносятся механические примеси, определяют регулированием величины их проходных сечений.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что сначала строят дополнительную скважину с забоем ниже забоя подземной емкости, уточняя при этом геологические и другие параметры разреза и пласта.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для подготовки продукции в подземной емкости применяют термогравитационный, термохимические и электрические методы.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для периодической гидравлической очистки подземной емкости от механических примесей применяют наземное оборудование с гибким рукавом с необходимым набором инструментов и приспособлений.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что парогенератор размещают в вертикальной скважине и в его работе используют попутный газ и воду из подземной емкости.

www.findpatent.ru

Технология добычи «тяжелой» нефти - PDF

Горные выработки. п/п

Горные выработки. п/п Классификация подземных горных выработок Горная выработка искусственная полость в земной коре, образуемая в результате ведения горных работ. Основными классификационными признаками подземных горных выработок

Подробнее

Новомет обзор компании

Новомет обзор компании Новомет обзор компании Заявление об ограничении ответственности Данная презентация была создана для использования внутри Компании в ознакомительных целях и может быть передана третьим лицам, при условии

Подробнее

Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ 1 1. Пластовые давления Глава 1 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений

Подробнее

Как вы яхту назовете, так она и поплывет.

Как вы яхту назовете, так она и поплывет. Проблемы учета сырой нефти и пути их решения при разработке методики выполнения измерений массы нефти для системы измерений количества и параметров нефти сырой Фаткуллин А.А., Насибуллин А.Р. (Докладчик

Подробнее

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

Танкер-газовоз Pioneer Aerial

Танкер-газовоз Pioneer Aerial «Владивосток-СПГ» Содержание Сжиженный природный газ... 3 «Газпром» на мировом рынке СПГ... 5 «Владивосток-СПГ»... 7 Ресурсная база проекта «Владивосток-СПГ»... 9 Киринское газоконденсатное месторождение...

Подробнее

Кущ О.А., Лубочников А.Н., Панов Б.С. ДНТУ

Кущ О.А., Лубочников А.Н., Панов Б.С. ДНТУ УДК 553:94(552.57) СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ДОНБАССА И ЕГО МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ И ЗАДАЧИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗВИТИЯ УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Кущ О.А., Лубочников А.Н.,

Подробнее

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический

Подробнее

ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ «ЛУКОЙЛ»

ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ «ЛУКОЙЛ» ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ ЧИСТАЯ ЭНЕРГИЯ «ЛУКОЙЛ» Более двадцати лет ЛУКОЙЛ реализует основной принцип своей деятельности использовать природную энергию во благо человека. Одной из наших главных задач является не

Подробнее

МОДЕЛИРОВАНИЕ СЖИГАНИЯ ГАЗОВ В ПУЗЫРЯХ

МОДЕЛИРОВАНИЕ СЖИГАНИЯ ГАЗОВ В ПУЗЫРЯХ XXVII сессия Российского акустического общества посвященная памяти ученых-акустиков ФГУП «Крыловский государственный научный центр» А. В. Смольякова и В. И. Попкова Санкт-Петербург16-18 апреля 014 г. Д.В.

Подробнее

Новая технология утилизации нефтешламов

Новая технология утилизации нефтешламов Новая технология утилизации нефтешламов Д.С. Янковой, К.В. Ладыгин, С.И. Стомпель ПГ «Безопасные Технологии» Н.Н. Уткина ООО НПП «Союзгазтехнология» Впервые в России внедрена в эксплуатацию отечественная

Подробнее

Центр управления разработкой месторождений углеводородов (ЦУРМ) Краткое описание Директор ЦУРМ Игревский Л. В. Москва 007 Виртуальное месторождение Информационная среда обучения является совокупностью

Подробнее

Professor Nikolai Eremin

Professor Nikolai Eremin Технология управления в режиме реального времени Лекция 1 Умная компания Умная компания в РРВ World Energy Demand 250 200 150 100 50 0 World Marketed Energy Consumption History Projections 1970 1980 1990

Подробнее

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ

ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» ОСНОВА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ В тиши кабинетов и лабораторий геологов, в далеких таежных экспедициях зарождаются будущие громкие успехи нефтяников. Им первым открываются

Подробнее

Налоги и налогообложение

Налоги и налогообложение Налоги и налогообложение Оглавление Задание 1... 3 Задача 5... 3 Задача 16... 4 Задание 2. Налог на добычу полезных ископаемых... 7 Список используемой литературы... 16 2 Задание 1 Задача 5 В налоговом

Подробнее

1. Общие положения. www.geotochka.ru

1. Общие положения. www.geotochka.ru Может ли лицензия на пользование недрами во внутренних морских водах, территориальном море, на континентальном шельфе РФ предоставить ее владельцу право на прокладку подводного трубопровода, предназначенного

Подробнее

Тюменский нефтяной научный центр

Тюменский нефтяной научный центр Тюменский нефтяной научный центр Гидродинамическая модель группы пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения. Гибридная модель данных. Авторы: Боровков Е.В., Бормашов Д.А., Рзаев И.А. - докладчик 29.05.2015

Подробнее

docplayer.ru

Добыча - тяжелая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Добыча - тяжелая нефть

Cтраница 3

К настоящему времени на большинстве месторождений Китая было организовано проведение промысловых испытаний химических, тепловых и микробиологических методов увеличения нефтеотдачи. Многие такие проекты завершены, оценены потенциальные возможности прошедших испытания методов, осуществляется развитие их масштабного применения. К 2000 г., за 15 лет реализации Национальная программа позволила довести добычу тяжелых нефтей тепловыми методами практически с нуля до 14 млн т в год, увеличить нефтеотдачу на 9 5 % с при - j менением полимерного заводнения, довести добычу за счет применения этого метода до 2 5 млн т в год. Подготовле -; ны для масштабного внедрения методы заводнения с ПАВ, биополимерами и биоПАВ, микробиологического заводив - нш, проводятся промысловые испытания трех новых тех -; нологий этого метода, построен завод по производству полимеров и ПАВ.  [31]

Особое место занимают проекты, реализуемые на основе современных достижений науки и техники. Показателен пример ЗАО Нобель Ойл, которое осуществляет крупнейший в мире проект термического способа добычи тяжелой нефти. СП разрабатывает пермо-карбоно-вую залежь Усинского месторождения в Республике Коми. Качественные характеристики углеводородов этого региона подтверждают сложность извлечения из пластов: плотность нефти составляет 960 кг / куб.  [32]

Для нефтепереработчиков важно знать, что при современном состоянии разведки и добычи отсутствует сколько-нибудь отчетливая тенденция в сторону как утяжеления, так и облегчения добываемых нефтей. Правда, нефти из глубоко залегающих пластов обычно несколько легче. Однако это влияние глубины уравновешивается открытиями неглубоких залежей в новых географических районах и ростом добычи тяжелых нефтей на месторождениях, подвергаемых заводнению.  [33]

До 2000 г. доли возобновляемых источников энергии в общем мировом энергетическом балансе будет невелика. Как предполагается, синтетические топлива и тяжелая нефть в 90 - е годы приобретут важное значение для энергетического баланса мира, однако для этого необходимо построить и ввести в эксплуатацию крупные комплексы по производству синтетических топлив из угля и сланцев и нефтяные промыслы по добыче тяжелой нефти термическими или шахтными методами.  [34]

Следует подчеркнуть, что все компании и организации, участвующие в реализации программы AACJ, освобождены от уплаты налогов на добычу в ходе внедрения новых технологий. Работы по программе AACJ идут успешно. На 16 - м Мировом нефтяном конгрессе в г. Калгари в июне 2000 г. было сообщено, что в Канаде созданы высо - коэффективные технологии добычи тяжелых нефтей с применением горизонтальных скважин, а также технологии и технические средства по предотвращению пескопроявле-ния в горизонтальных скважинах. Следует подчеркнуть, что успешная реализация программы AACJ привела к суще -: ственному росту доказанных запасов нефти в Канаде.  [35]

По мере того, как добыча нефти в Баку, с углублением буровых скважин, затрудняется, а цена нефти возвышается, цена же керосина - от соперничества заводчиков - уменьшается ( сравнительно с ценою нефти), цена остатков возвышается и должна возвышаться, а следовательно естественные шансы пользования нефтяным топливом уменьшаются. До самого последнего времени во всем бакинском нефтяном деле видны были порывистые движения, ведшие к тому, что остатки не имели цены на месте добычи, например в 1886 г., когда я в последний раз посетил Баку; но ныне уже ясно определилось, что цены нефти и остатков в Баку возрастают и будут расти до своей нормы 1 при которой цена остатков должна быть или выше цены нефти или к ней близка, а при иене остатков в 5 - 10 коп. Для этих же мест нефтяного топлива достанет из окрестностей Баку еще очень на долгое время, даже и тогда, когда часть нефти будет уходить по нефтепроводу, а другая будет переделываться в самом Баку по способам, отличающимся лучшей, чем ныне, утилизациею. Цена нефтяного топлива з Баку должна определиться не только предложением остатков, не только спросом вышеназванных мест, но и ценою добычи черной, тяжелой нефти, которая должна добываться около Баку для сей цели.  [36]

Добывается такая нефть и в других нефтяных районах. В понятие тяжелая нефть рекомендуют включать такие нефти, которые требуют специальных методов добычи, очистки и транспортирования. Самая тяжелая нефть, которая может извлекаться из скважин обычными методами без серьезных осложнений, имеет удельный вес около 1 0, что соответствует вязкости ее в 5000 - 10 000 сп в верхней части подъемной колонны труб. При эксплуатации таких скважин штанговыми насосами возникают большие трудности. Иногда при остывании нефти время свободного падения штанг в ней измеряется часами. Обычно при добыче тяжелой нефти добиваются снижения вязкости ее, используя для этого следующие методы: подогрев нефти, применение поверхностно-активных веществ для эмульгирования нефти в воде, добавка легкой нефти - растворителя. Применение этих методов в большинстве случаев связано с подводом жидкости или пара с поверхности к приему насоса по специальной колонне труб.  [37]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Добыча - тяжелая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Добыча - тяжелая нефть

Cтраница 2

Перевод большой группы скважин на затрубную эксплуатацию в объединении Башнефть в 1970 - 1985 гг. показал применимость способа при добыче тяжелых нефтей.  [17]

Применение химреагентов для разрушения стойких нефтяных эмульсий и удаления АСПО в стволе скважины является наиболее эффективной формой борьбы с осложнениями при добыче тяжелых нефтей. Помимо этого широкое применение находят растворы химреагентов или их композиции для увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойной зоны ( ОПЗ) скважин: это поверхностноактивные вещества ( АФ9 - 12, ОП-10), тринатрийфосфат, полиакриламиды, бактерициды различных марок и кислоты.  [18]

В настоящее время перед нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью возникают определенные трудности, так как из года в год добыча нефтей с содержанием светлых фракций уменьшается, а добыча тяжелых нефтей с большим содержанием сернистых соединений и асфальтено-смолистых компонентов увеличивается.  [19]

В [7.9] проведена экономическая оценка конкретных месторождений, параметры которых позволяют использовать при их разработке определенную классификацию: калифорнийские месторождения тяжелой нефти могут разрабатываться методом нагнетания в пласт водяного пара; наиболее эффективным методом добычи тяжелой нефти ряда месторождений является внутрипластовое горение; в карбонатные коллекторы пластов, расположенных на востоке Техаса, рекомендуется нагнетать углекислый газ; песчаные коллекторы бассейна Иллинойс наиболее пригодны для нагнетания в них в начале разработки мицеллярных растворов, а затем - растворов полимеров, а песчаные коллекторы центральных штатов - для нагнетания полимерных растворов. Технологические характеристики процессов определяются на основе различных данных, которые весьма условны. Действительно, все они опираются на результаты, полученные на аналитической модели для нагнетания пара; корреляционные зависимости 14 работ, проведенных в промысловых условиях по внутрипластовому горению; результаты промысловых испытаний и лабораторных экспериментов при нагнетании С02 и методов химической обработки пласта.  [20]

В [7.9] проведена экономическая оценка конкретных месторождений, параметры которых позволяют использовать при их разработке определенную классификацию: калифорнийские месторождения тяжелой нефти могут разрабатываться методом нагнетания в пласт водяного пара; наиболее эффективным методом добычи тяжелой нефти ряда месторождений является внутрипластовое горение; в карбонатные коллекторы пластов, расположенных на востоке Техаса, рекомендуется нагнетать углекислый газ; песчаные коллекторы бассейна Иллинойс наиболее пригодны для нагнетания в них в начале разработки мицеллярных растворов, а затем - растворов полимеров, а песчаные коллекторы центральных штатов - для нагнетания полимерных растворов. Технологические характеристики процессов определяются на основе различных данных, которые весьма условны. Действительно, все они опираются на результаты, полученные на аналитической модели для нагнетания пара; корреляционные зависимости 14 работ, проведенных в промысловых условиях по внугрипластовому горению; результаты промысловых испытаний и лабораторных экспериментов при нагнетании СО2 и методов химической обработки пласта.  [21]

Нефтяные фирмы промышленно развитых стран тоже не имеют инвестиций, необходимых им для поисково-разведочных работ и освоения новых месторождений в странах, не входящих в ОПЕК ( на островах Арктического архипелага Канады, на континентальном шельфе Бразилии, Западной Африки, Юго-Восточной Азии и в других регионах), а также для совершенствования и удешевления технологии добычи тяжелой нефти и для решения других научно-технических и производственных задач.  [22]

Нефтяные фирмы промышленно развитых стран тоже не имеют инвестиций, необходимых им для поисково-разведочных работ и освоения новых месторождений в странах, не входящих в ОПЕК ( на островах Арктического архипелага Канады, на континентальном шельфе Бразилии, Западной Африки, Юго-Восточной Азии и в других регионах), а также для совершенствования и удешевления технологии добычи тяжелой нефти и для решения других научно-технических и производственных задач.  [23]

В Венесуэле месторождения тяжелой нефти разрабатываются в Оринокском и Маракайбском НГБ. Мара-кайбо добыча тяжелой нефти началась еще в 40 - х гг. Однако только после 1955 г., когда в значительных масштабах стали применять тепловые методы воздействия на призабойные зоны скважин, объемы добычи стали ощутимо возрастать.  [24]

При исследовании газлифтной скважины и определении оптимального режима работы необходимо учитывать, что в подъемных трубах вместе с жидкостью движется не только рабочий агент, который закачивается в скважину извне, но и газ, поступающий вместе с нефтью из пласта. В ряде случаев, особенно при добыче тяжелых нефтей, количество поступающего в скважину пластового газа бывает ощутимым. Поэтому при определении рабочей характеристики газлифтной скважины необходимо принимать во внимание весь поступающий в скважину газ, расход которого равен У0бЩУ У, где V, У - соответственно расходы рабочего агента и пластового газа.  [25]

Тяжелые нефти добываются с помощью вторичных и третичных методов. В Венесуэле горизонтальные л наклонно-направленные СКВаЖИНЫ, скважины малого диаметра, увеличение степени извлечения нефти с помощью сольвантов и пенных агентов являются важными факторами уменьшения себестоимости добычи тяжелой нефти. Новое насосное оборудование, интеграция с передовым моделированием и 3D сейсмикой являются весьма эффективными.  [27]

Как видно, разработка пласта с помощью ВГ более эффективна, чем разработка с вытеснением нефти водой. Особенно целесообразно использовать ВГ для месторождений, содержащих тяжелые нефти. В процессе добычи тяжелых нефтей в порах ненагретой части пласта образуются пробки, и нагнетание окислителя осуществляется под высоким давлением. При неглубоком залегании нефтеносных коллекторов с повышением давления могут образоваться обходные пути для продвижения окислителя.  [29]

Это связано с обострением конкуренции на мировом рынке энергоносителей. Опыт 1980 - 1985 гг. показывает, что увеличение продолжительности периодов, когда цены высокие, ведет к тому, что угольные компании успевают перестроить свою работу и нефть начинает активно замещаться углем. Также в действие вступают энергосбережение, вложение капитала в добычу тяжелой нефти, что неизбежно приводит к снижению цены нефти.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

ДОБЫЧА ТЯЖЁЛОЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности.

 

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ отвечают заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), д.х.н., научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич АЛЕКСАНДРОВ и старший научный сотрудник, к.т.н. научно-производственного предприятия «Энергомаг» (ООО НПП «Энергомаг») Юрий Николаевич ТЕРЕХОВ.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие методы, технологии и оборудование рекомендуете применять с целью повышения нефтеотдачи при добыче ТИЗ?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– На основе имеющегося опыта работы НПП «ЭНЕРГОМАГ» на месторождениях Татарии, Башкирии, Удмуртии, Тюменского региона и Китая с вязкими и высоковязкими парафинистыми нефтями можно рекомендовать экологически чистые безреагентные технологии виброакустического и магнитовиброакустического воздействия на флюид, подземное оборудование скважины и призабойную зону продуктивного пласта. Виброакустические колебания воздействуют на все вышеперечисленные объекты, а магнитное воздействие распространяется только на флюид.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– На данный момент лишь две технологии стимулирования добычи углеводородов обеспечивают сочетание больших затрат с надёжно прогнозируемой прибылью. Это гидроразрыв пласта (ГРП) холодной жидкостью (США) и нагрев пласта пере-гретым паром (Канада). Привлекательность тепловых методов связана с сильным уменьшением вязкости и возможностью значительного увеличения скорости добычи нефти при нагреве продуктивного плата. Например, при нагреве на 100°С тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 16 раз. Дебит нефти в случае достаточно высокого пластового давления может увеличиться приблизительно в 16 раз. При нагреве на 100°С обычной нефти плотностью 0,86 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 7-8 раз, соответственно, дебит нефти также может быть значительно увеличен.

 

Ведущие технологии (ГПР и SAGD) усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС). Бинарные смеси - это жидкие растворы химических реагентов, которые движутся по двум отдельным каналам и при встрече в зоне продуктивного пласта под пакером реагируют, выделяя газ и тепло, уходящее в пласт под давлением, созданным самой реакцией.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– На каких месторождениях ВВН были получены положительные результаты при использовании предлагаемых технологий, методов и оборудования? Что было отмечено в ходе испытаний и эксплуатации предлагаемого оборудования?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Технология безреагентного вибро-акустического воздействия (ВАВ) с устья скважины широко использовалась на месторождениях ТатРИТЭКнефть (Луговом и Васильевском) на скважинах, оборудованных ШГН, и добывающих нефть с вязкостью 60-980 сПуаз. Работы проводились по ликвидации гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП), асфальтеносмолистых отложений (АСПО) и запуска скважин в штатный режим работы.

 

Отмечено, что после ВАВ произошло увеличение дебита, уменьшение обводнённости флюида, повышение производительности насоса (увеличение эффективной длины хода плунжера, повышение коэффициентов заполнения и подачи), снижение разбега нагрузки на колонну насосных штанг, очистка клапанов насоса.

 

На Шафрановском месторождении НГДУ «Аксаковнефть» (Башнефть) были получены высокие результаты на скважине № 137, оборудованной ШГН и работающей 3-4 тёплых месяца в году. После ЛГПП при температуре окружающей среды T = -(18-21)оC и ликвидации отставания КНШ от движения головки балансира скважина запущена в штатный режим работы с замером объёма флюида в мерной ёмкости.

 

При ВАВ в зимнее время зафиксировано:

• приток составил 4,5 м3/сутки против 1,9 м3/сутки в летнее время;

• производительность насоса возросла в летнее время с 1,9 м3/сутки до 11,2 м3/сутки;

• снижение разбега нагрузки на КНШ с 4088 кгс до 2719 кгс;

• уменьшение вязкости флюида до 2159 сПуаз.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В России, в республиках Татарстан и Удмуртия, Саратовской, Пермской, Оренбургской областях и др., с применением БС была обработана призабойная зона пласта в нескольких десятках скважин. Этот метод обычно использовали в малодебитных скважинах, дававших 1-2 тонны нефти в сутки. С целью прочистки скин-слоя инициировали реакцию от 0,5 до 1,5 тонн растворов БС. Растворы неорганической (минеральной) селитры и инициатора реакции (нитрата натрия), разделённые слоем буферного (инертного) раствора, закачивали в скважину по одному каналу – по насосно-компрессорной трубе (НКТ). Газ, выделившийся после выхода растворов из НКТ и реакции их в обсадной трубе, выходил в пласт. Добавочная нефть (в среднем, 0,6-0,7 тонн в сутки), полученная таким образом, в течение года после обработки окупала затраты. Тепловой вклад БС в этом случае был мал, т.к. во время подготовки скважин к откачке нефти большая часть нагретой породы успевала остыть. Расчёт показал, что технология БС способна конкурировать с ведущими мировыми технологиями только при масштабном прогреве пласта.

 

Следует отметить также, что из-за потерь тепла на коммуникациях пар закачивают на глубину, обычно не превышающую 800-900 м. БС закачивают холодными по отдельным каналам, и потому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях.

 

Практика обработки пласта с вязкой нефтью показала, что горячие газы, образующиеся в зоне реакции, входят в пласт значительно легче, чем жидкость, используемая в технологии «холодного» ГРП. Поэтому при разрыве пласта горячим газом давление, опасное для скважины, возникает реже, чем при разрыве пласта не нагреваемыми жидкостями. Горячий разрыв пласта предпочтительно производить, применяя реакции БС, в которых выделяется водород. Этот газ можно использовать как проникающий теплоноситель, который облегчает развитие и ветвление новых трещин.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие перспективы совершенствования предлагаемых технологий, методов и оборудования?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Для совершенствования предлагаемых технологий необходимо проведение широкомасштабных лабораторных экспериментов и промысловых испытаний по определению уровня влияния виброакустического и магнитного воздействия на реологические свойства и релаксацию флюида с целью оптимизации параметров комплексного магнитовиброакустического воздействия на реологические свойства нефтей различного состава, плотности, вязкости и обводнённости флюида для каждого месторождения. На основе полученных данных – разработка и создание оборудования нового поколения виброакустического и магнитовиброакустического воздействия применимы к условиям каждого месторождения.

 

Кроме того, могут быть рассмотрены варианты объединения ВАВ с другими видами воздействия на флюид и призабойную зону продуктивного пласта, т.к. известно, что в этом случае результирующее воздействие возрастает кратно.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В последние годы учёными Российской академии наук (РАН) и Московского университета (МГУ) были разработаны высокоэнергетические составы БС, пригодные для теплового стимулирования добычи нефти. Каждый килограмм таких БС, выделяет от 8 до 20 МДж тепла и способен нагреть на 100 К породу массой от 100 до 250 кг. Составы БС, разработанные в последние годы, выделяют в 4-10  раз больше тепла, чем использованные ранее на скважинах для прочистки скин-слоя.

 

Разработаны режимы реакции БС с пластовой водой, которые можно использовать для уменьшения количества воды в продуктивном пласте.

 

Разработаны режимы реакции БС, в которых образующийся водород может быть использован как средство для гидрокрекинга нефти. Для этого нужен нагрев коллектора до 300-400°С, который должен происходить в процессе реакции в трещинах пласта без нагрева труб, находящихся в стволе скважины.

 

Разработаны режимы закачки растворов БС, в которых выделение тепла должно происходить только в продуктивном пласте.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Есть ли ограничения применения предлагаемых технологий, методов и оборудования?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Ограничений на применение предлагаемых технологий не существует, т.к. они являются безреагентными и экологически чистыми.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– Никаких технических ограничений сегодня нет. Современная техника, хоть и дорогостоящая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Проблемы, существующие в настоящее время, решаемы. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующего контроля и регулирования процесса, тогда станет возможным переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какое влияние может оказать использование предлагаемых методов на последующие за добычей ТИЗ этапы: транспортировку, хранение, переработку?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Известно, что после ВАВ снижается вязкость нефти (флюида). Возвращение к исходному состоянию (релаксация) зависит от многих факторов – состава, вязкости, плотности, температуры окружающей среды, обводнённости. После ВАВ время релаксации колеблется от нескольких часов до 3-4 суток. После магнитной обработки время релаксации – от нескольких дней до 2-3 недель. Отмечено, что после магнитовиброакустической обработки твёрдые фракции флюида достаточно долго не выпадают в осадок. Поэтому комплексное воздействие на пластовый флюид предоставляет достаточно большие выгоды по транспортировке и недлительному хранению.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– При пластовом горении часто получали так называемую «облагороженную нефть», средний молекулярный вес которой меньше, чем у исходной нефти. При нагреве пласта выше 3000С свой вклад начинает вносить процесс крекинга нефти. Рассчитывать на производство бензина прямо в пласте пока рановато, но главное - принципиальная возможность проводить такой крегинг доказана работами российских учёных. «Облагороженную нефть» легче перерабытывать.

 

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Можно ли дать прогноз разработки более прогрессивных методов добычи ВВН?

 

Юрий ТЕРЕХОВ:

– В настоящее время наиболее перспективным направлением дальнейшего развития малозатратных технологий ВАВ и МВАВ является оптимизация уровней воздействия на пластовый флюид для каждого месторождения ТИЗ ВВН с большой плотностью при отрицательных температурах окружающей среды.

 

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– По сравнению с ныне действующей паровой технологией развиваемая технология БС в перспективе более выгодна потому, что:

• с использованием ранее применяемых смесей она пригодна для извлечения запасов нефти или битумов любого месторождения практически без увеличения степени его обводнения;

• в сочетании с металлотермией технология БС пригодна для стимулирования добычи нефти с уменьшением количества воды в продуктивном пласте;

• при периодическом прогреве продуктивных пластов может стимулировать более быструю добычу углеводородов и существенно сократить время эксплуатации месторождений.

Расчёты и эксперименты на стендах и скважинах показали, что масштабный прогрев продуктивного пласта продуктами реакции БС, разработанных в последнее время, позволяет считать ресурсосберегающую технологию БС альтернативой паровой технологии.

 

Спецкор Майя ЭТРЕКОВА

 

ООО НПП «ЭНЕРГОМАГ»

111250, г. Москва,

ул. Красноказарменная,

д. 14, кор. К-Ж, стр. 1

тел/факс: (495) 362 7781, (495) 362 7836

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

www.energomag.com

Учреждение Российской академии наук

Институт биохимической физики

им. Н.М.Эмануэля РАН

119334, г. Москва,

 ул. Косыгина, д. 4

тел.: (495) 939 7318

факс: (495) 954 9472

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

www.to-inform.ru

Шахтная добыча тяжелых нефтей и битумов

 

Шахтный способ добычи нефти — древний способ. Промышлен-ре применение он получил на следующих месторождениях: Ярег-рм (СССР), Пешельбронн (Франция), Витце (ФРГ), Кэмпина s Сарате-Монтеору (Румыния), Хагишияма (Япония) и др.

■ На месторождении Пешельбронн в XVIII—XIX вв. было по­строено более 30 шахт глубиной до 400 м. За 200 лет разработкидобыто 1,1 млн. т нефти. На месторождении Витце шахтнаяДобыча нефти проводилась с 1920 по 1953 г. За 33 года добытоJN35 тыс. т нефти. Из всей добытой шахтным способом нефти72% получено дренированием выработками, 28%—выемкойпеска с последующей промывкой. Положительные результаты до-рычи нефти шахтным способом при помощи дренажвых вырабо­ток и скважин были получены на месторождении Сарате-Монте-Эру в Румынии, где шахтная добыча велась с 1930 г. Годовая до­быча нефти в 1933 г. достигла 15 800 т. Попытка применения под­земного способа разработки имела место и на месторождении

| Кэмпина.

Шахтная добыча нефти на месторождении Хагишияма в Япо­нии была начата в 1940 г. В 1945 г. годовая добыча нефти достигла 59 т, всего было добыто более 25 тыс. т. нефти. Попытки приме­нения шахтной разработки имели место на месторождениях тяже­лых нефтей в Австралии, Чехословакии, Польше и др.

Опытные работы по шахтной разработке нефтяных месторожде­ний проводились в США в штатах Калифорния, Колорадо и др. В настоящее время очистная шахтная и карьерная разработка «битуминозных пластов проводится на площади 700 га месторожде­ния Керн Ривер.

На залежи тяжелой нефти Милдред Лейк (Канада) закончена первая стадия применения внутрипластовой технологии с использо­ванием шахт.

В России добыча нефти при помощи колодцев, штолен и шахт

применялась на многих месторождениях с конца прошлого века.

Глубина колодцев достигала 200 м. Начальные дебиты отдельных

колодцев достигали 25 т нефти в сутки. В 1915 г. в эксплуатации

находилось до 15 тыс. колодцев. Максимальная добыча нефти из

.колодцев была достигнута в 1913 г. (300 тыс. т).

I Добыча природного битума при помощи штолен осуществля-

[лась в СССР с 1913 по 1943 г. На Шугуровском месторождении

I в Татарии были сооружены четыре штольни и завод по перера-

■ ■ботке битуминозного песчаника производительностью до 500 тыс. м3"В год. ;

Технология термошахтной разработки тяжелых нефтей (битумов)

 

Шахтно-дренажные методы разработки тяжелых нефтей и биту­мов без подъема породы на поверхность требуют бурения боль­шого числа скважин с расстоянием между ними 5—20 м, так как

Рис. 88. Извлекаемость нефтей 1}

в зависимости от плотности сетки

скважин S и метода воздействия.

; —извлечение газа, |х=0,01 мПа^с; 2 — заводнение, ц=1 —10 мПа-с; 3 — заводне­ние, д=20—50 мПа-с; 4 — тепловое воз­действие, д—200—1000 мПа-с; 5 — заводне­ние, д=200—1000 мПа-с; 6' — тепловое воз­действие, д^Ю*1—10ймПа-с; 7 — заводнение, уу~ 104—106 мПа-с; заштрихованная пло­щадь— область, п которой возможна шахт­ная добыча нефти

S,ea/oxB

редкие сетки не позволяют эффективно дренировать пласты с вы­соковязкой и тяжелой нефтью. Необходимое уплотнение сетки скважин при глубине залегания продуктивного пласта более 100— 200 м становится экономически рентабельным только при бурении их из шахт.

При высокой температуре тяжелые нефти становятся средне-и маловязкими (10—15 мПа-с), а извлекаемость их с одновре­менным уплотнением сетки скважин может даже превышать из­влекаемость средневязких нефтей при заводнении (рис. 88). Про­блема заключается лишь в равномерном прогреве всего объема пласта. Из рис. 88 видно, что для тяжелых нефтей и битумов только плотные сетки скважин (0,01—0,05 га/скв или 50— 100 скв/га) позволяют достигнуть равномерного прогрева и доста­точно высокой извлекаемое™ (25—50 % ).

Термошахтная дренажная разработка тяжелых нефтей про­кладкой шахт, бурением из них скважин и взаимодействием на пласт теплотой была реализована на Ярегском месторождении (СССР). Продуктивный пласт этого месторождения средней тол­щиной 26 м представлен кварцевыми песчаниками, залегающими на глубине 200 м. Проницаемость составляет 0,5—5 мкм2 (в сред­нем 3,17 мкм2), температура 279—281 К, пористость 26 %, нефте-насыщенность 87% от объема пор, вязкость нефти 15 000— 20 000 мПа-с, плотность 945 кг/м3.

В истории разработки месторождения выделяются три этапа.

Опытная разработка с поверхности земли участка пло­щадью 43 га 69 скважинами при расстоянии между ними 70—100 м.Коэффициент нефтеотдачи пласта за 11 лет разработки был не­значительным.

Шахтная дренажно-скважинная разработка на естественномрежиме (за счет гравитации) без нагрева пласта при различныхсистемах расположения скважин, с расстояниями между забоями12—20 м и длиной стволов 50—200 м. Этим способом была охва­чена площадь около 1500 га, на которой пробурено более 115 тыс.скважин.

.Разработка месторождения была экономически рентабельной,, но нефтеотдача за 18—20 лет разработки была незначительна.

рис. 89. Схема двухгорнзонтной системы термошахтной разработки Ярегского

месторождения.

*—план; б— разрез; 1 — условная граница блока; 2— добывающая скважина; 3 — буровая камера; 4 — штрих; 5 — нагнетательная скважина; 6"—блок; 7— добывающая галерея

3. С 1968 г. на месторождении началось испытание различных ристем, технологий и технических решений теплового воздействия ,„_ пласт из шахт. Это позволило создать эффективные способы ^ермошахтной дренажно-скважинной разработки (рис. 89):

1) в породах на 20—30 м выше кровли пласта создают сеть[горных выработок, из которых в нефтяной пласт бурят наклонные

паронагнетательные скважины;

2) с надпластового горизонта в подошву нефтяного пласта про-

водят спаренные наклонные выработки, оканчивающиеся кольце­выми галереями. Из галерей бурят радиально цологовосходящие добывающие скважины длиной от 100 до 250 м, охватывающие '.площадь 10—15 га;

3) закачку пара в нагнетательные скважины проводят цикли­чески под давлением 2—3 МПа.

На месторождении применяются и другие системы термошахт-рой добычи нефти с различным расположением паронагнетатель-лх и добывающих скважин.



infopedia.su

Институт нефти УАН - О нас

Інститут нафти Української Академії наук

Створений 29 грудня 1992 р.  Адреса: 630128, Київ, вул. Семашка, 15 Тел.: (044)  423 4538; (04497) 93 888 Факс. (04497) 92-336 E-mail:  [email protected] 

Директор — акад. УАН Войтович Олександр Васильович. Перший заступник - Дунець Ігор Ілліч; заступник з виробництва – Забийворота Євген Олександрович; головний інженер - Копилов Євген Васильович.   

Загальна численність інституту — 202 чол.; наукових співробітників — 91, академік — 1, член-корреспондент — 1, докторів наук — 1, кандидатів наук — 12.

Загальний науковий напрямок: — фундаментальні і прикладні проблеми у галузі розвідки, розробки родовищ нафти, інтенсифікації розробки родовищ, інтенсифікації видобутку, нафтопереробки у тому числі механохімія, кавітація, пошук шляхів керування хімічними реакціями в рідинному стані вуглеводневої сировини с метою створення нових технологій и матеріалів.

            Інститут нафти Української Академії наук є відома науково-виробнича організа­ція. Заснований  29.12.1992 р. як спі­льне підприємство з колективною власні­стю „Інститут нафти Українсь­кої Академії наук на­ціонального про­гресу”, а з 2005 р. перереєстрований як підприємство з суспі­льною фор­мою власності „Ін­ститут нафти УАН”. свою  практичну  діяльність з ви­конання нау­ково – дослідницьких робіт він розпочинає з 1993 р. у галузі геологічної розвідки, зокрема  сейс­моакустичної міжсвердловинної то­мографії нафтових та газових по­кладів, які попере­дньо були замо­влені відомими нафтовими компаніями „ВНИ­Инефть” та „Роснефть” (м. Москва). Водночас, розвиває інші нові технології у теоретичних та конструкторсь­ких напрямках. Це стосується технологій буріння, інтенсифікації розробки виснаже­них нафтових покладів, реанімації ”старих” свердло­вин і інтенсифікації видобутку з них вуглеводнів, оптимізації режимів трубопровідного транспорту та ін.

Інститут з дня заснування (1992 р.) веде науково – дослідницькі  роботи для вирі­шення широкого спектру проблем у нафтогазовій галузі, що стосуються інтенсифіка­ції видобутку вуглеводневої сировини з надр, інтенсифікації розробки нафтогазових покладів та інших споріднених проблем шляхом розробки найсучасніших технологій. Кожна з них, по оцінкам фахівців, найефективніша серед відомих на цей час у нафто­газовій галузі, а саме:

-          технологія міжсвердловинної 3D або 4D томографії (детальної сейсмоакустич­ної розвідки) геологічних характеристик гірських порід;

-          технологічна програма „Цільник”, яка дає змогу інтенсифікувати розробку висна­женого нафтового та газоконденсатного родовища за допомогою керова­ного, експертованого, масованого впровадження систем коротких горизонталь­них стовбурів із „старих” свердловин;

-          технологія електробуріння горизонтальних та похилих стовбурів нових свердло­вин багаторесурсним буровим снарядом;

-          технологія акустичного інтерактивного моніторингу траєкторії руху  бурового ін­струменту;

-          технологія видобутку нафти за допомогою „думаючого” насосу НД-80;

-          технологія акустичної дії на привибійну зону та внутрішньосвердловинної пере­робки високоглейкої нафти та іншої нафти за допомогою керованого та дозо­ваного ультразвукового її крекінгу безпосередньо у вибої свердловини;

-          технології „кавітаційного” крекінгу нафти для забезпечення глибокого (більш як 90%) виходу світлих нафтопродуктів і обладнання, що її реалізує у вигляді міні - НПЗ;

-          та інших технологій, які наведені у Пояснювальній записці.

На жаль, тільки деякі з цих технологій використовують, в основному,  виклю­чно за кор­до­ном на нафтогазових підприємствах Російської Федерації та ін. країн.

Інститутом проведені випробування та ліцензування у РФ технології детальної просторової розві­дки нафтогазо­вих покладів. Її можна використати не тільки на верти­кальних, але й на викривлених стовбурах нафтогазових свердловин. Проведено пате­нтування системи сейсмоакустич­ної міжсвердловинної томографії – „ГЕОЗОР” та апаратури, що її реалізує. Вказана технологія дає змогу не тільки побудувати довільні міжсвердло­винні розрізи, а зокрема уточнити геологічне уявлення про весь поклад і то­чно підраху­вати його запаси.

У 1994 – 1996рр проводились промислові експерименти на нафтогазових ро­дови­щах України і Росії, щодо визначення спроможності вказаної технології та тех­но­логі­чного обладнання. І вже починаючи з 2001р по 2006р ця технологія використову­ється нами на 7 родовищах вуглеводневої сировини у Росії як альтернативна геофізична технологія моніторингу геологічного стану.

У період 1996 – 1997 рр. проводились роботи з томографування підземної час­тини Саркофагу (об’єкту „Укриття” ЧАЕС) з метою визначення напружено – деформаційного стану ґрунтів підвалин. Синхронно проводились роботи з інженерної геофізики ще на декількох об’єктах. Фахівцями Інституту проведені роботи з перекладу на Українську та Російську мову основної міжнародної нормативної технічної документації ЮНЕСКО.

З 1998 р. по 2001 р. в інституті розроблялась нова технологія інтроскопії замкне­них з зовні технологічних реакторів. Прилад, який реалізовував цю технологію, дістав назву – „Ультразвуковий томограф реактору”. В дещо зміненому варіанті ця техноло­гія була за­стосована для розробляння медичного ультразвукового томографа дантиста.

У 2001р фахівцями інституту, на підставі теоретичного аналізу сучасних тех­нологій „глибокої” переробки нафти, були проведені всебічні тео­ретичні і експе­риментальні дослі­дження по проектуванню та виготовленню лабо­раторного устат­кування – стенду „СГА 2 - 25 - 7”. На стенді проводилось відпрацювання термогід­роди­намічних та акустичних режимів ультразвукового крекінгу зразків ви­сокоглейкої на­фти. Результати експеримента­льних та теоретичних дослі­джень перетворень вугле­водне­вої сировини кавітаційними методами обумовили можливість, спочатку крекі­нгу, а у подальшому синтезу сирої нафти у най поширені види моторного палива.

У тому ж 2001 р. фахівцями інституту розроблялась технологія керованого, до­зова­ного ультразвукового крекінгу сирої, високоглейкої нафти. Проводяться дослі­дження режимів такої технології на вказаному гідроакустичному сте­нді „СГА 2- 25-7”, який, водночас, є прототипом нафтоперегінного міні заводу МЗХКН 20-2-25. На підставі тих же результатів експериментів розроблений свердловинний при­стрій, який отримав назву „Кавітатор”, шифр ПСК 2-25-10М та подаються заявки на отримання патенту  до відповідних відомств України, Росії та інш. країн.  

З 2002 р. проведена розробка промислової технології внутрішньосвердловин­ного ультразвуко­вого крекінгу нафти, виготовлення свердловинного приладу – ка­віта­тор, відпра­цювання технологічних ре­жимів, патентування цієї техно­логії.

З 1991 р. і на сьогодні проводиться розробка та впровадження методу видо­бування на­фти, інтенсифікації та підвищення нафтовіддачі на ви­снажених та об­воднених нафтових родовищ згідно з технологією „ЦІ­ЛЬНИК”. У тому числі: побу­дови методичної інформа­ційної та апаратурної ос­нови автоматизованої сис­теми експерту­вання та керування розробки – „ГЕОЕКСПЕРТ”, спеціальних ме­тодів буріння розгалужених стовбурів свердловин, інтенсифікації видобутку на­фти з недіючих свердловин за допомогою технологій, що отримали назву – „ЗУМПФ”, „ШКАРАЛУПА”, „ГІДРОТОК”, „ГІДРОГОРИЗОНТ”, „ТЕП­ЛОГОРИЗОНТ” та багато інших. Проводиться відпрацювання та па­тен­тування всіх елементів вказаних споріднених тех­нологій.

 

Треба підкреслити, що розроблені Інститутом технології, в першу чергу спря­мовані на „реанімацію” вітчизняної нафтогазової промисловості і визнані найефекти­внішими серед споріднених у цій га­лузі, але, за браком держа­вної підтримки та коштів не всі за­патентовано, тому багато фірм вико­ристовують деякі з них без посилання на нас. Переговори щодо застосування наших технологій Інститут проводить виключно за кордоном, а саме у РФ.

Інститут нафти УАН постійно бере участь у наукових і практичних конферен­ціях з проблем геофізики, нафтової геофізики та нафтогазовидобування.

Впродовж всього періоду розвитку Інститут підтримує ділові стосунки з відо­мими фірмами та організаціями. Зокрема з ТОВ „Лукойл – Західна Сибір”, „Татна­фта”, „Башнафта” та ін. і виконує спільні науково – дослідницькі та практичні роботи з ними.

З тематики науково – дослідницьких робіт науковцями інституту надруковано понад 40 робіт, отримано 3 патенти, подано 6 заявок на отримання патентів.

Хоч за 13 років свого існування Інститут нафти, спочатку як ІН УАН НП (з 1992 р.), а в останній час – ІН УАН (з 2004 р.), пізнавав і злети, і падіння, поєднані з еко­номічними процесами розвитку нашої держави, але опрацювання оригінальних наф­тогазових технологій фахівці Інституту ніколи не зупиняли.

У 2006 р. Інститут отримав Дозвіл Держпромгірнагляду України на право виконання робіт підвищеної небезпеки у нафтогазовій галузі та Ліцензію Державної геологічної служби Міністерства охорони навколишнього природного середовища України на право виконання робіт з пошуку (розвідки) корисних копалин та інших робіт.

У діяльності організації приймало участь понад 320 фахівців. Це — нафтовики, буровики, геологи, електронники, математики, програмісти, фізики, термодинаміки, геофізики, зв’язківці, хіміки–органіки, конструктори, металурги, матеріалознавці, акус­тики, економі­сти, юристи, фотографи, художники, дизайнери та багато інших, фахів­ців, менш визначних професій.

ОТРИМАНІ РЕЗУЛЬТАТИ

Набула теоретичного і практичного розвитку технологія автоматизованої ін­терактивної по­будови детальних геологічних розрізів нафтогазових та ін. покладів, зокрема, дослі­дження міжсвердловинного простору на великих відстанях до 2000м та глибинах до 2400м при довільному, зокрема, у кущо­вому розташуванні свердловин, на суші та у морі. Основні виробничі проблеми, які вирішені за допомогою даної тех­нології – визначення напрямку вибурювання нових похилих, викривлених та розга­лужених гори­зонтальних стовбурів нафтових свердловин, уточнення побудови про­дуктивних пластів, контроль наслідків гідророзривів та ін. Можливості цієї технології дають змогу не тільки побудувати окремі розрізи, а й створити просторові математи­чні моделі гірських властивостей цих покладів. На таких моделях можна визначити окремі особливості генезису покладу і визначити деякі його характеристики, зокрема запаси сировини. На даний момент виготовлені дослід­ницькі взірці систем – „ГЕО­ЗОР 1.58” та „ГЕОЗОР 3D”, що реалізують цю технологію. 

прове­дені теоретичні дослідження, проектування і виготовлення лабо­ратор­ного устаткування – гідроакустичного стенду „СГА 2 - 25 - 7” для від­працювання на ньому оптимальних термогідроди­намічних та акустичних режимів ультразвуко­вого крекінгу ви­сокоглейкої нафти. Здійснені повномасштабні експериментальні дослі­дження термогідродинамічних перетворень вуглеводневої сировини у найпоширені види мотор­ного палива за допомогою вивчення кавітаційних процесів у нафті, про­ведено патенту­вання технології. На підставі цих резуль­татів буде створений робо­чий прототип нафтоперегінного міні-заводу з вдвічі біль­шою спро­можністю пере­робки нафти.

Для одного з обводнених до рівня 90 – 98% нафтового родовища України, на вибраній ділянці запроектований метод інтенсифікації його розробки згідно з технологією „ЦІЛЬНИК”. У тому числі побудована методична, інформа­ційна, програмна та апаратурна основа автоматизованої системи експерту­вання та керу­вання розробки нафтового покладу – „ГЕОЕКСПЕРТ”, по оцінкам якої буде створена система коротких горизонтальних стовбурів із „старих” свердловин. Технологія дозволить в декілька раз підвищити нафтовіддачу дослідної ділянки.

На Коханівському „безперспективному”, з точки зору деяких поважних органі­зацій, родовищі високоглейкої нафти, де коефіцієнт нафтовіддачи затверджений у ДКЗ складає близько 5%, запроектоване впровадження нашої технології внутрішньосве­рдловинного уль­тразвукового крекінгу нафти у поєднанні з програмою „ЦІЛЬНИК”. Основна мета – інтенсифікація розробки родовища шляхом оптима­льного видобу­вання сировини використовуючи розгалужені короткі стовбури, розрідження та перетворення нафти у малов’язкі ву­глеводні безпосередньо у вибої свердло­вини за допомогою запропоно­ваних нами ка­вітаційних методів. Від­працювання  оптимальних технологічних ре­жимів розробки родовища з „важкою” нафтою. Ця технологія перспективна не тільки для двох родо­вищ України - Бугруватівському та Коханівському, а також і за кордоном. Наприклад, у РФ, Арланське нафтове родовище, що розташоване між Башкортостаном та Татарстаном має видобувні запаси майже у 4 млрд. т, але практичний видобуток скла­дає не більш як 10%. Якщо буде відпрацьована ця технологія у нас і проведено її па­тентування, то вона буде використана не тільки в РФ на вказаному родовищі, а і багатьох країнах світу.

Вказані технології направлені на багатократне підвищення ефективності розро­бки нафтових покладів України та найбільш повну переробку добутої вуглевод­невої сировини.

НАУКОВА НОВИЗНА РОБІТ

Новизну науково-дослідних робіт Інституту складають:

•         методи, методики і сучасні технології дослідження покладів вуглеводневої та ін. сировини, експертування їх стану розробки та оптимальному керу­ванню режимами видобутку при їх реанімації;

•         методики побудови ефективних технологій переробки вуглеводневої сиро­вини (нафти та конденсату) як на земній поверхні, так і в свердловині;

•         нормативно-методологічні основи організації розвідки, буріння, видобу­вання, розробки, конструювання та ефективної переробки вуглеводневої сировини із виснажених, обводнених родовищ України.

Інститут нафти УАН проводить фундаментальні та прикладні дослідження в галузі створення ефективних нафтогазових технологій. Практичні розробки Інсти­туту спрямовані на вирішення задач, які сформульовані у Національній програмі розвитку нафтогазової промисловості України, Законі „Про пріоритетні напрями роз­витку науки і техніки”.

Зазначимо, що творча діяльність Інституту триває упродовж останніх 15 років але була б неможливою без сприяння провідних російських та вітчизняних нафтових організацій: «РОСНЕФТЬ», «ВНИ­ИНЕФТЬ», м. Москва, «Полюс», м. Радужний, Пре­зидії УАН, м. Київ, НГВУ «Чернігівнафтогаз», м. Прилуки, «Укрнафтогазінвест», м. Київ та ба­гатьох інших організацій та приватних осіб.

В обговоренні наших проектів, ухваленні рішень щодо принципів технологій, підтримці та розробці і засто­суванні технологій брали ак­тивну участь наші колеги із багатьох організацій: Абрамов Ю.Д., Айзікович О.М., Архіпов А.А, Безхижко М. М., Білоусов Е.Л., Бернш­тейн А.М., Боксерман А.А., Боксерман Ю.А., Братухін Ю.Н., Бульбас В.М., Бялюк Б.О., Валуй­ский А.А., Верес С.П., Войтович Я.О., Войцеховськая С. А., Вя­хирєв Р.І., Гавура В.Е., Гаріпов В.З., Гогоненков Р.Н., Григо­рян О.М., Давутов В.А., Дворецький П. І., Демехін Е.А., Дерев'я­них В.Ф., Довжок Є.М., Дунець І.І., Ду­мік В.І., Дундій О.С., Диблєнко В. П., Єрьомін Н. А., Жаркова Л.В., Желтов Ю. П., Жукова Н. А, Забиймоорота Є. О., Зариць­кий Б.Н. В., Зарубін Ю.А., Золотухін А.Б., Зубов М.В., Ільченко А. І.,  Ілюхін А.Г., В Кама­лов Р. Н., Качкін А.А., Качура І.Б., Кашек М.П., Климкін В.Л., Ко­бря Н.В., Кова­лко М.П., Колєв А.А., Колонін А. Г., Ко­ноп­льов Ю.В., Короленко В. П., Костюк Л.М., Кузнє­цов Ф.А., Кривуша Л.С., Купний В. І., Курі­люк Л. В., Кучернюк В.А., Лернер Р.А., Лігоць­кий Н.В., Лисицький В.М., Логацький В. М., Ло­зюк Д.П., Мазка С.О., Марухняк М.Й., Матвєєв І.В., Мацера Б.І., Миронов Л.С., Моісеєв В.М., Моргунюк В.С, Моргунюк П.В., Музичко І.І., Невінний О.В., Никіфоров А.І, Окрепкий Р.Н., Онипко О.Ф., Оснач А.М., Ост­ровський С.А., Паснік В.Й.,  Печьоркін М.Ф., Погорєлов В.Е., Порошков В.С., Прибишін В.І., Прокопе­нко І.Г., Пи­льова Н.Я., Пильов Ю.П., Прокопів М.Г., Са­зонов В.П., Сини­цін А.Г., Скріпачов В.В., Степанов В.П., Сургу­чов М.Л., Тамко О.П., Тернавсь­кий А.А., Тімонін А.Б., Ткаченко І.М., Трошин О.Ф., Тупихін В.І., Фадєєв Є.О., Фір­сов В. М., В Хайруллін Р., Хві­льовицький М.О, Ходаков В.П., Ца­турянц Г.А., Чашкін Ю.Г., Чепіков Г.М., Щелкарін Ю.В., Ширяєв Ю.Х., Шпак П.Ф. та ба­гато інших.

У цьому переліку іншим шрифтом виділені прізвища тих колег, хто, на жаль, вже ніколи не побачить і не оцінить результати виконаної нами роботи.

Особливої подяки заслуговують колеги, аспіранти та співробітники, зусилля яких були спрямовані на ство­рення та реалізацію технологій.

На підставі наведеного вважаю за необхідність організацію Державного науково-дослідного полігону Інституту на Гнідинцівському родовищі для відпрацювання та подальшого розширеного впровадження перелічених технологій на інші родовища.

  Генеральний директор ІН УАН

   Академік   УАН            

   О.В. Войтович

oil-institute.com


Смотрите также