способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений. Способы извлечения нефти на поверхность


6.3. Извлечение нефти на поверхность

При наличии в нефтяном пласте достаточного давления, создаваемого нефтяными газами и пластовой водой, нефть поднимается по скважине и изливается на поверхность. При сильном давлении скважина фонтанирует, причем фонтаны нефти иногда отличаются огромной силой и выбрасывают в сутки тысячи тонн нефти. Если фонтан укротить и направить нефть по трубам в резервуары, то эксплуатация такой фонтанирующей скважины оказывается наиболее дешевой, так как в этом случае необходимо только регулировать поступление нефти из скважины. Такая технология добычи наиболее широко применяется в странах Ближнего Востока.

Когда давление в пласте падает, и скважина перестает выбрасывать нефть, то в таких случаях используют глубинонасосный способ. В скважину опускают поршневой или электрический насос до погружения его в нефть (рис. 6.3).

Приводимый в вертикально-поступательное движение поршень (плунжер) при помощи системы всасывающих 1 и нагнетательных клапанов 2 засасывает нефть в цилиндр насоса и выталкивает ее вверх в насосную трубу, по которой она поступает на поверхность. Движение поршня осуществляется при помощи насосной штанги3, которая соединена с балансиром6 станка-качалки. Когда станок-качалка работает, его балансир совершает движения вверх-вниз; вместе с балансиром такие же движения совершает и насосная штанга, двигающая поршень насоса. Станок-качалка и насос работают автоматически, качая нефть круглосуточно в течение нескольких месяцев, до очередного ремонта. Таким способом добывается наибольшее количество нефти в странах СНГ.

Для принудительного подъема нефти из скважины применяют наименее распространенныйкомпрессорный или эрлифтный метод. Сущность его заключается в том, что в скважину опускают две трубы (одну в другую), через одну из которых в скважину нагнетают нефтяной газ. Устремляясь вверх по другой трубе, нагнетаемый газ создает дополнительную подъемную силу, под действием которой нефть изливается из скважины и направляется к резервуарам (рис. 6.4).

К

Рис. 6.4. Схема компрессорной добычи нефти

ак уже отмечалось, приток нефти к скважине и ее фонтанирование являются результатом существующего пластового давления.

Когда нефтяной пласт частично выработан, пластовое давление падает, и нефть перестает притекать к скважине, применяют так называемые вторичные методы добычи – методы оживления скважин. Сущность их заключается в искусственном повышении пластового давления, в сообщении нефтяному пласту дополнительной энергии, под действием которой вновь начинается приток нефти к скважине и даже ее фонтанирование. Для этой цели по старым скважинам или по скважинам, специально заложенным, в нефтяной пласт под большим давлением закачивают воду. Если воду закачивают в пласт через скважины, расположенные по внешним границам нефтяной залежи, то метод называют законтурным заводнением. В этом случае создаваемое давление (12-13 МПа) направлено к центру залежи и оживляет скважины, расположенные в ее центральной части. Если же закачку воды ведут через скважины центральной части нефтяной залежи, т. е. методом внутриконтурного заводнения, вода разделяет залежь на части и создает ряд изолированных очагов высокого пластового давления, обеспечивающих приток нефти к расположенным на них скважинам. Такой метод применяют на месторождениях, занимающих большие площади.

Применение вторичных методов добычи нефти экономически чрезвычайно эффективно. Они резко повышают производительность (дебит) скважин, а также степень извлечения нефти из залежи и, следовательно, использования нефтяных ресурсов. При естественном фонтанировании скважин можно использовать не свыше одной трети содержащейся в залежи нефти. Применение насосного и компрессорного методов повышает отбор нефти из пласта. Применение же новейших, наиболее прогрессивных методов законтурного и внутриконтурного заводнения позволяет извлекать до 70% содержащейся в залежи нефти. При этом во много раз сокращается продолжительность эксплуатации залежи.

Искусственное поддержание пластового давления, обеспечивающее фонтанирование скважин, не только повышает отбор нефти из пласта, но и требует для этого значительно меньшего числа скважин. Там, где вторичные методы добычи не применяют, эксплуатационные скважины располагают очень часто на расстоянии 100-150 м одна от другой; при этом на одну скважину приходится только 2-3 га нефтяной площади. При искусственном поддержании пластового давления скважины располагают на расстоянии в несколько сотен метров одна от другой, а эксплуатируемая одной скважиной нефтеносная площадь возрастает в десять раз. При высокой стоимости и длительности буровых работ сокращение числа скважин дает огромную экономию средств и ускоряет разработку месторождений нефти.

На законтурное и внутриконтурное заводнение расходуется огромное количество воды. Таким образом, большую актуальность приобрела проблема водоснабжения нефтяных промыслов. Искусственное поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды практически может широко применяться лишь в районах, хорошо обеспеченных водой. Там, где местные источники водоснабжения недостаточны, приходится использовать водные ресурсы других районов, что усложняет и удорожает водоснабжение.

В отдельных случаях, когда нефть залегает сравнительно неглубоко и отличается большой вязкостью, препятствующей подъему ее по трубам, добычу производят при помощи шахт, вскрывающих нефтеносный пласт. При этом нефть скапливается в шахте и оттуда ее извлекают на поверхность. В подобных случаях практикуется также комбинированная добыча при помощи шахты и скважин: из заложенной шахты в разные стороны проходят скважины, облегчающие приток нефти в шахту. Условия, требующие шахтной добычи нефти, часто встречаются в районах вечной мерзлоты (способствующей увеличению вязкости нефти), например в Ухтинском нефтепромысловом районе (Россия).

studfiles.net

6.3. Извлечение нефти на поверхность

При наличии в нефтяном пласте достаточного давления, создаваемого нефтяными газами и пластовой водой, нефть поднимается по скважине и изливается на поверхность. При сильном давлении скважина фонтанирует, причем фонтаны нефти иногда отличаются огромной силой и выбрасывают в сутки тысячи тонн нефти. Если фонтан укротить и направить нефть по трубам в резервуары, то эксплуатация такой фонтанирующей скважины оказывается наиболее дешевой, так как в этом случае необходимо только регулировать поступление нефти из скважины. Такая технология добычи наиболее широко применяется в странах Ближнего Востока.

Когда давление в пласте падает, и скважина перестает выбрасывать нефть, то в таких случаях используют глубинонасосный способ. В скважину опускают поршневой или электрический насос до погружения его в нефть (рис. 6.3).

Приводимый в вертикально-поступательное движение поршень (плунжер) при помощи системы всасывающих 1 и нагнетательных клапанов 2 засасывает нефть в цилиндр насоса и выталкивает ее вверх в насосную трубу, по которой она поступает на поверхность. Движение поршня осуществляется при помощи насосной штанги3, которая соединена с балансиром6 станка-качалки. Когда станок-качалка работает, его балансир совершает движения вверх-вниз; вместе с балансиром такие же движения совершает и насосная штанга, двигающая поршень насоса. Станок-качалка и насос работают автоматически, качая нефть круглосуточно в течение нескольких месяцев, до очередного ремонта. Таким способом добывается наибольшее количество нефти в странах СНГ.

Для принудительного подъема нефти из скважины применяют наименее распространенныйкомпрессорный или эрлифтный метод. Сущность его заключается в том, что в скважину опускают две трубы (одну в другую), через одну из которых в скважину нагнетают нефтяной газ. Устремляясь вверх по другой трубе, нагнетаемый газ создает дополнительную подъемную силу, под действием которой нефть изливается из скважины и направляется к резервуарам (рис. 6.4).

К

Рис. 6.4. Схема компрессорной добычи нефти

ак уже отмечалось, приток нефти к скважине и ее фонтанирование являются результатом существующего пластового давления.

Когда нефтяной пласт частично выработан, пластовое давление падает, и нефть перестает притекать к скважине, применяют так называемые вторичные методы добычи – методы оживления скважин. Сущность их заключается в искусственном повышении пластового давления, в сообщении нефтяному пласту дополнительной энергии, под действием которой вновь начинается приток нефти к скважине и даже ее фонтанирование. Для этой цели по старым скважинам или по скважинам, специально заложенным, в нефтяной пласт под большим давлением закачивают воду. Если воду закачивают в пласт через скважины, расположенные по внешним границам нефтяной залежи, то метод называют законтурным заводнением. В этом случае создаваемое давление (12-13 МПа) направлено к центру залежи и оживляет скважины, расположенные в ее центральной части. Если же закачку воды ведут через скважины центральной части нефтяной залежи, т. е. методом внутриконтурного заводнения, вода разделяет залежь на части и создает ряд изолированных очагов высокого пластового давления, обеспечивающих приток нефти к расположенным на них скважинам. Такой метод применяют на месторождениях, занимающих большие площади.

Применение вторичных методов добычи нефти экономически чрезвычайно эффективно. Они резко повышают производительность (дебит) скважин, а также степень извлечения нефти из залежи и, следовательно, использования нефтяных ресурсов. При естественном фонтанировании скважин можно использовать не свыше одной трети содержащейся в залежи нефти. Применение насосного и компрессорного методов повышает отбор нефти из пласта. Применение же новейших, наиболее прогрессивных методов законтурного и внутриконтурного заводнения позволяет извлекать до 70% содержащейся в залежи нефти. При этом во много раз сокращается продолжительность эксплуатации залежи.

Искусственное поддержание пластового давления, обеспечивающее фонтанирование скважин, не только повышает отбор нефти из пласта, но и требует для этого значительно меньшего числа скважин. Там, где вторичные методы добычи не применяют, эксплуатационные скважины располагают очень часто на расстоянии 100-150 м одна от другой; при этом на одну скважину приходится только 2-3 га нефтяной площади. При искусственном поддержании пластового давления скважины располагают на расстоянии в несколько сотен метров одна от другой, а эксплуатируемая одной скважиной нефтеносная площадь возрастает в десять раз. При высокой стоимости и длительности буровых работ сокращение числа скважин дает огромную экономию средств и ускоряет разработку месторождений нефти.

На законтурное и внутриконтурное заводнение расходуется огромное количество воды. Таким образом, большую актуальность приобрела проблема водоснабжения нефтяных промыслов. Искусственное поддержание пластового давления путем закачки в пласт воды практически может широко применяться лишь в районах, хорошо обеспеченных водой. Там, где местные источники водоснабжения недостаточны, приходится использовать водные ресурсы других районов, что усложняет и удорожает водоснабжение.

В отдельных случаях, когда нефть залегает сравнительно неглубоко и отличается большой вязкостью, препятствующей подъему ее по трубам, добычу производят при помощи шахт, вскрывающих нефтеносный пласт. При этом нефть скапливается в шахте и оттуда ее извлекают на поверхность. В подобных случаях практикуется также комбинированная добыча при помощи шахты и скважин: из заложенной шахты в разные стороны проходят скважины, облегчающие приток нефти в шахту. Условия, требующие шахтной добычи нефти, часто встречаются в районах вечной мерзлоты (способствующей увеличению вязкости нефти), например в Ухтинском нефтепромысловом районе (Россия).

studfiles.net

способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений - патент РФ 2362873

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для возобновления нефтеотдачи отработанных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет его упрощения и удешевления. Сущность изобретения: способ основан на создании давления в нефтеносных слоях за счет закладки взрывных зарядов и одновременного их подрыва в нефтяных эксплуатационных скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы. При этом сначала производят закладку взрывных зарядов и одновременный их подрыв в двух рядах, между которыми оставляют ряд незадействованных для взрыва скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти. Далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, через которые также выкачивают образовавшуюся нефть. Такое чередование производят до конечной границы месторождения. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2362873

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для возобновления нефтеотдачи отработанных месторождений.

Независимо от способа генерации нефть под влиянием вулканических и тектонических процессов мигрировала по земной коре до тех пор, пока не нашла пласты осадочных пород, обладающих высокой пористостью и трещиноватостью. Такими породами могли оказаться кальцит, аргонит, катерит, магнезит, несквогенит, песчаник и другие породы, которые по условиям генезиса и залегания оказались высокопористыми. Эти высокопористые породы оказались нефтяными ловушками и, будучи пропитаны нефтью, затем в течение десятков и сотен миллионов лет сформировали нефтяные месторождения, современные нашей эпохе. Глубина их залегания весьма различна. Иногда они выходят на поверхность земли, но чаще залегают на глубине 1-2 километров, т.е. в тех местах, где залегали указанные осадочные пористые породы.

Для серьезной промышленной добычи нефти приходится бурить скважины, обсаживать их стальными трубами, а также снабжать запорной арматурой и транспортными трубопроводами. В зависимости от размеров пор нефть более или менее прочно удерживается в ловушке. Ясно, что чем мельче поры, тем больше их удельная внутренняя поверхность и тем большая часть содержащейся в ловушке нефти адсорбируется и удерживается на этой поверхности, тем меньшую ее часть удается извлечь в виде нефтяных фонтанов и с помощью насосов (качалок или «богомолок»). Мировой опыт нефтедобычи (добывается сейчас в мире ~3 миллиарда тонн нефти ежегодно) показывает, что известными и экономичными методами извлечь удается из нефтяных месторождений не более 60% содержащейся там нефти, а в среднем нефтеотдача составляет 50-55%. Таким образом, от 45 до 50% нефти, содержащейся в нефтяных месторождениях после их исчерпания известными методами, остается в нефтяных ловушках и пока извлечь не удается.

Если бы удалось извлекать не 55, а 65% нефти, содержащейся в нефтяных ловушках (т.е. всего на 10% больше, чем сейчас), то это составило бы 300 миллионов тонн ежегодно, а стоимость извлеченной нефти при современных ценах составит 120 миллиардов долларов.

Известен способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений (Приходько Н.К. и др. Применение химических взрывчатых веществ для интенсификации разработки нефтяных и газовых месторождений. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело», Москва, ВНИИОЭНГ, 1981, с.12, 25) путем взрыва непосредственно в нефтеносных слоях, что создает дополнительное давление на глубине залегания нефти и вызывает выдавливание нефти из пор.

Однако указанный способ применяется в отдельных нефтяных скважинах, что не дает возможности значительного увеличения нефтеотдачи месторождения.

Кроме того, известен способ извлечения нефти из отработанных месторождений (патент РФ № 2066741 от 20.09.1996), являющийся прототипом предлагаемого изобретения, основанный на создании давления в нефтеносных слоях, за счет одновременного взрыва зарядов в специальных взрывных скважинах (проходка до середины водонепроницаемого слоя, находящегося непосредственно над нефтеносным пористым слоем). Эти взрывные скважины создают равномерно между эксплуатационными скважинами по всему месторождению нефти. В них закладываются малые, а затем многотонные взрывные заряды. Их одновременно подрывают в два приема (малые, затем многотонные) во всех взрывных скважинах одного месторождения нефти. После взрывов через период времени во взрывные скважины производят подачу топливной смеси из природного газа и воздуха с последующим одновременным воспламенением топливной смеси. На последнем этапе производят закачку воды под большим давлением для поддержания пластового давления. На каждом этапе производится откачка нефти. Последующий этап начинается при снижении нефтеотдачи.

Однако указанный способ очень экономически затратный (создание огромного количества взрывных скважин), а также очень сложный в исполнении (после взрывов малых зарядов в эти же взрывные скважины закладываются многотонные взрывчатые заряды, что требует их восстановления). Кроме того, создаваемое давление в нефтеносных слоях создается опосредованно через водонепроницаемый слой над нефтеносным. Следовательно, выдавливание нефти из пор пород нефтеносного слоя будет значительно ниже, чем при взрыве в нефтеносном слое. Все это указывает на низкую эффективность данного способа. А закачка на предпоследнем этапе топливной смеси из природного газа и воздуха с последующим одновременным воспламенением вызывает сомнение о возможности такой операции, так как после мощного взрыва взрывные скважины будут уничтожены. К тому же это может вызвать последствия в виде землетрясений.

Задачей изобретения является создание способа извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений более экономичного, менее сложного в осуществлении и более эффективного.

Поставленная задача достигается тем, что в способе извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений, основанном на создании давления в нефтяных слоях за счет закладки зарядов и одновременного их подрыва в нефтяных эксплуатационных скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы, обеспечивают следующую последовательность - сначала производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в двух рядах, между которыми оставляют ряд незадействованных скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти, далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, из которых также выкачивают образовавшуюся нефть, причем такое чередование производят до конечной границы месторождения.

Предложенный способ поясняется чертежом, где 1 - нефтяные эксплуатационные скважины, 2, 4 - ряды эксплуатационных скважин, в которые закладываются взрывчатые заряды, 3, 5 - ряды незадействованных скважин, из которых выкачивается освободившаяся нефть после взрыва.

Способ осуществляется следующим образом. Сначала производят закладку взрывных зарядов в двух рядах нефтяных эксплуатационных скважин, например 2 исчерпанного месторождения, одновременный их подрыв и выкачивание образовавшейся свободной нефти через незадействованные эксплуатационные скважины ряда 3, расположенные между рядами скважин 2. Затем в скважинах рядов 4 производят закладку взрывных зарядов и одновременный подрыв зарядов. Выкачивание нефти производят через эксплуатационные скважины из незадействованных рядов скважин 5. В дальнейшем производят повторение этих операций до конечной границы месторождения. Такая система закладки взрывных зарядов и одновременность взрывов создает направленное движение освободившейся нефти к скважинам, находящимся между рядами взрываемых скважин, что позволит выкачать всю освободившуюся из пор нефть.

С помощью подземного взрыва зарядов большой мощности как раз на глубинах залегания нефтяных ловушек извлекается связанная нефть из пор и трещин путем резкого уменьшения их объема (разрушения ловушек). В качестве действующего заряда может быть использовано любое взрывчатое вещество. Главными критериями выбора будут служить дешевизна и доступность этого вещества; максимальные мощности взрыва и объем выделяемого при взрыве газа; максимальная безопасность доставки взрывчатого вещества на месторождения и непосредственно к месту взрыва. Наиболее подходящими по этим критериям являются тротил и гексоген. Примерно 1,2 тонны любого из этих веществ может выдавить из пор и трещин нефтяной ловушки порядка 1000 тонн нефти.

Наиболее вероятный механизм действия взрывного заряда - это резкое уменьшение объема пор и трещин вмещающих пород и выдавливание нефти в образовавшиеся (или имеющиеся там) пустоты. Поскольку выработанное нефтяное месторождение обустроено всей необходимой арматурой, себестоимость полученных предлагаемым методом 1000 тонн нефти будет не на много превышать стоимость 1,2 тонны заряда.

Предлагаемый способ менее затратный, так как предусматривает использование уже готовых эксплуатационных скважин, причем не всех, а только 0,5 части. При этом снижается в несколько раз мощность одновременных взрывов, а соответственно и количество взрывчатых веществ.

Использование готовых эксплуатационных скважин для закладки взрывных зарядов в нефтеносных слоях упрощает осуществление способа. Способ значительно эффективен из-за создания большего давления в результате огромного объема выделяемого газа при взрыве в нефтеносном слое, что приводит к значительному выдавливанию нефти из пористой породы, как из губки, а также создания направленного движения освобождаемой нефти к скважинам, не подвергнутым взрывам.

Кроме того, снижение мощности одновременных взрывов снижает вероятность сдвигов земной коры, а соответственно землетрясений.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений, основанный на создании давления в нефтеносных слоях за счет закладки взрывных зарядов и одновременного их подрыва в нефтеносных эксплуатационных скважинах, отличающийся тем, что закладку зарядов и одновременный их подрыв производят в скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы, в следующей последовательности: сначала производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в 2-х рядах, между которыми оставляют ряд не задействованных для взрыва скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти, далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, из которых также выкачивают образовавшуюся нефть, причем такое чередование производят до конечной границы месторождения.

www.freepatent.ru

способ разработки нефтяных месторождений - патент РФ 2136859 -

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом заводнения. Обеспечивает снижение затрат и повышение экологичности способа. Сущность способа: в призабойную зону пласта закачивают технологическую жидкость. В ней размещают генератор ультразвукового излучения. В высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны создают гидрофобный барьер с малой проницаемостью для воды и высокой для нефти. В качестве активной жидкости применяют жидкость с поверхностным натяжением на границе с паром в пределах 20-35 мПас-1, плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения, не менее чем на 100 кг/м3, и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающей ее не более чем в 20 раз. Диапазон частот ультразвукового излучения принимают 10-15, 22-44 и 320-960 кГц. При этом осуществляют очистку призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под воздействием ультразвука в среде активной жидкости до их превращения в тонкодиопероную суспензию с размером твердых частиц в пределах 0,5-20 мкм и их использование для создания гидрофобного барьера, 4 з.п.ф-лы, 2 табл. Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом заводнения. Эти способы направлены на повышение нефтеотдачи пластов, однако в неоднородных по проницаемости пластах, что характерно для большинства нефтяных месторождений, часто происходят преждевременные прорывы воды в добывающие скважины. В результате тратится большое количество энергии на непроизводительную закачку воды и подъем ее на поверхность в добывающие скважины. Наличие прослоев с высокой проницаемостью приводит к прекращению фильтрации нагнетаемой воды в низкопроницаемые пропластки, т.е. отключению их из разработки. Кроме того, прорыв воды к забоям добывающих скважин приводит к повышению давления в высокообводненных пропластках, что приводит к снижению притока нефти и из других слабодренируемых участков пласта в высокопроницаемые участки, а это, в свою очередь, ведет к снижению объема извлекаемой нефти и возникновению в пласте невыработанных зон и участков. Известны способы устранения преимущественной фильтрации закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и снижения обводненности добываемой продукции путем создания в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующих барьеров путем создания в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующих барьеров закачкой различных дисперсий волокнистых, гранулированных и порошкообразных материалов, эмульсий, пен, а также различных геле- или осадкообразующих и твердеющих составов (Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ, серия "Нефтепромысловое дело", М., 1982 г. N 22 (46) 34 с.; Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М. 1991 г., с. 46-72; Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации. Нефтяное хозяйство, N 10, 1993 г., с. 6-15). Эти методы направлены на повышение коэффициента вытеснения, однако недостаточная эффективность методов, технические сложности их осуществления, необходимость создания специального оборудования для диспергирования, растворения и закачки применяемых реагентов и составов, а также высокая стоимость некоторых из них, являются сдерживающими факторами их широкого внедрения на нефтяных месторождениях. Кроме того, особое значение при реализации известных способов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добывающих скважин отводится подготовительным работам, связанным с очисткой призабойной зоны пласта, особенно его высокопроницаемых пропластков, от кольматирующих осадков, состоящих из твердых минеральных частиц различного размера и химической природы и вязкой (мазеобразной) органической массы, представленной в основном высокоплавкими парафиновыми и тяжелыми асфальто-смолистыми компонентами (АСПК) нефти, осложняющими, а в ряде случаев делающими невозможным, без их удаления, осуществление процесса закачки в пласт тех или иных водоизолирующих агентов. Чаще всего для очистки призабойной зоны пласта применяют различного вида кислотные или тепловые обработки, нагнетание ПАВ и других реагентов, что приводит к дополнительному существенному осложнению и удорожанию применения известных способов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения темпов обводнения добывающих скважин. Известен способ эксплуатации нефтяной скважины (патент RU 2094594 C1, 6, Е 21 В 43/00, 27.10.97., Бюл N 30), где для создания условий и бесперебойного процесса извлечения нефти в добывающую скважину с поверхности через лубрикатор на канате-кабеле спускают настроенный на режим кавитации (15-100 кГц) вибрирующий акустический излучатель до отметки давления насыщения нефти в скважине. Затем, для создания газовыделения (искусственного возникновения газлифта) начинают совершать возвратно-поступательное движение источника акустических колебаний выше и ниже этой отметки. Недостаток способа - незначительный и кратковременный эффект ультразвукового воздействия на газовыделение нефти. При эксплуатации обводненной нефтяной скважины данным способом возможно образование стойкой высокодисперсной эмульсии воды в нефти, что отрицательно влияет на процесс промысловой подготовки нефти. В другом известном способе обработки призабойной зоны пласта скважин (RU 2105874 C1, 6 Е 21 В 43/25, 27.02.98, Бюл. 6) генератор импульсного давления опускают в зону перфорации скважины и после его остановки напротив нижнего участка с наибольшей нефтегазонасыщенностью и интенсивностью потока подают импульс воздействия с энергией 250 - 400 кДж и длительностью колебания ударных волн до их полного затухания, затем генерируют импульсы с энергией 6-8 кДж и частотой 10-15 Гц. После окончания импульсной обработки и перед подъемом генератора из скважины на поверхность в интервале зоны перфорации для более полной очистки призабойной зоны пласта от механических примесей и интенсификации притока в зоне обработки создают глубокую депрессию. Недостаток способа - извлечение на поверхность продуктов очистки призабойной зоны паста и вероятность увеличения водопритока в добывающих скважинах в результате образования в призабойной зоне пласта сети дополнительных микротрещин при воздействии на пласт ударных импульсов с энергией 250-400 кДж. Известен способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент RU N 2055979 C1, 6 E 21 B 43/00, 10.03.96 г., бюл. N 7) взятый за прототип предлагаемому, включающий остановку скважины, закачку в нее солевого раствора, установку на уровне обводненного пропластка акустического излучателя и при циклическом перемещении излучателя воздействие на призабойную зону в диапазоне частот 22-42 кГц в течение 0,5-1,0 часа ультразвуковым полем мощностью 0,05-2,5 кВт. Затем акустический излучатель извлекается на поверхность и скважина запускается в работу. Использование солевого раствора (минерализованной воды) с низкой активностью (растворяющей и пептизирующей способностью) по отношению к АСПК нефти, в качестве технологической жидкости, в среде которой производится ультразвуковая очистка призабойной зоны пласта от кольматирующих образований, содержащих значительное количество АСПК, является основным недостатком данного способа. Кроме того, диапазон частот 22-42 кГц не является единственно оптимальным для осуществления процесса ультразвуковой очистки (диспергирования) твердых тел. Цель изобретения - совершенствование способа разработки нефтяных месторождений при одновременном снижении затрат и повышения экологичности способа путем использования для создания в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны гидрофобного барьера с малой фазовой проницаемостью для воды и высокой для нефти. При этом, тонко дисперсная суспензия твердых частиц образуется непосредственно в процессе очистки призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под действием ультразвука в диапазоне частот 10-15 кГц, 22-44 кГц и 320-960 кГц в среде активной технологической жидкости до их превращения в тонкодисперсную суспензию с размером частиц в пределах 0,5-20 мкм и их использование для создания в высокопроницаемых участках пласта гидрофобного водоизолируещего барьера. В качестве технологической жидкости используют активную жидкость с поверхностным натяжением на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПасм (эрг/см2), плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения не менее чем на 100 кг/м3 и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающую ее не более чем в 20 раз. Технологическими жидкостями с указанными параметрами, которые, исходя из общих представлений о механизме диспергирования твердых тел в жидкости в ультразвуковом поле, оказывают существенное влияние на процесс диспергирования являются: - смеси (растворы) маловязких нефтей (нефтепродуктов) и тяжелых неполярных жидкостей, например, тетрахлорметана (ГОСТ 20288-74), реагента АПК (ТУ-122-199-05-76-34-68-94) и др. и - растворы различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в минерализованной воде с плотностью, отвечающей вышеуказанным требованиям, и концентрацией обеспечивающей вышеуказанным требованиям, и концентрацией обеспечивающей снижение поверхностного натяжения раствора на границе с воздухом (паром) до требуемых значений. Ультразвуковое диспергирование (разрушение) твердого тела в жидкой среде (Ультразвуковая технология, М., "Металлургия", 1974 г., с. 285-293, Ультразвуковая техника, вып. 2, 1963 г. с. 52-57) определяется в основном процессами кавитации и акустическими микропотоками. Образующиеся под действием ультразвука кавитационные пузырьки концентрируются в основном на частицах твердого тела на микротрещинах и неровностях на их поверхности. Затем, под действием интенсивных микропотоков, образующихся при пульсациях кавитационных пузырьков поры, углубления и микротрещины на поверхности частиц заполняются жидкостью. При этом газ (паровая фаза жидкости) внутри кавитационной полости, размеры которой уменьшаются примерно до 1 мкм, сжимается до нескольких тысяч атмосфер. Вторичное мгновенное расширение пузырька обуславливает микроударное действие кавитации, которое и приводит к раскалыванию (диспергированию) частиц твердого тела. Исходя из этих представлений следует, что чем ниже значения вязкости и поверхностного натяжения у жидкости и выше ее плотность, тем эффективнее протекают указанные процессы кавитации. Свойства твердого тела (хрупкость, твердость, сплошность) также оказывают существенное влияние на частоту, интенсивность и продолжительность ультразвукового диспергирования частиц в той или иной жидкости и на качество получаемой дисперсии. Так, например, лучшая дисперсность (размер частиц не менее 0,1 мкм) для каолина в воде получается при частоте 960 кГц, для монморилонита при частоте 320 кГц, гипса при частоте 16 кГц, органических твердых материалов - 22 и 42 кГц. В этой связи, в предлагаемом способе, оптимальную частоту ультразвукового генератора, в каждом конкретном случае устанавливают на основании данных микроанализа дисперсий, получаемых при различных частотах диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны, в среде технологической жидкости. Учитывая влияние на кавитационные процессы вязкости и поверхностного натяжения жидкости на границе с паровой фазой, чем ниже эти параметры, тем более эффективно происходит процесс диспергирования, в предлагаемых технологических жидкостях эти параметры берутся по минимуму. Плотность активных технологических жидкостей, которая закачивается в скважину под слой пластовой воды, чтобы не произошло ее смешение с пластовой водой, должна обладать большей плотностью не менее чем на 100 кг/м3. Таким образом, основными отличительными признаками предлагаемого способа являются: 1. Спуск НКТ до забоя скважины. 2. Нагнетание по НКТ технологической жидкости. 3. Подъем НКТ на поверхность. 4. Спуск в скважину до забоя генератора ультразвукового излучения. 5. Установление оптимальных параметров ультразвукового воздействия на призабойную зону на основе предварительных лабораторных испытаний при различных частотах, интенсивности и времени ультразвукового диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны в той или иной технологической жидкости, обеспечивающей получение дисперсии с размером частиц твердой фазы в пределах 0,5 - 20 мк. 6. Использование для эффективного диспергирования в призабойной зоне осадков в ультразвуковом поле активных технологических жидкостей, имеющих поверхностное натяжение на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПас-1 (эрг/см2), плотность, превышающую плотность воды, используемой для заводнения не менее чем на 100 кг/м3 и вязкость, равную вязкости водной фазы или превышающую ее не более чем в 20 раз. В качестве таких жидкостей предлагается использовать смеси (растворы) маловязких нефтей и жидких нефтепродуктов и тяжелых, неполярных жидкостей (например, тетрахлорметана, реагента АПК (ТУ-2122-199-05-76-34-68-94) или растворов различных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в минерализованной воде, с плотностью, отвечающей вышеуказанным требованиям и концентрацией ПАВ в растворе, обеспечивающей снижение поверхностного натяжения раствора на границе жидкость-пар в пределах 20-35 мПас-1. 7. Использование для создания в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны гидрофобного барьера, проницаемого для нефти и мало проницаемого для воды, твердых гидрофобных частиц размером в пределах 0,5 - 20 мк, получаемых непосредственно на забое скважины диспергированием ультразвуком в активной технологической жидкости различных по размеру и химической природе твердых минеральных частиц, входящих в состав обрабатываемого осадка. 8. Использование в качестве реагентов-гидрофобизаторов поверхности твердых частиц и горной породы пласта - АСПК нефти, входящих в состав осадков, которые в активной технологической жидкости под действием ультразвука образуют молекулярные или коллоидно-дисперсные системы. 9. Использование, после завершение процесса обработки ультразвуком призабойной зоны пласта, образующейся тонкодисперсной гидрофобной дисперсии твердых частиц и АСПК нефти в полном объеме для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин или создания водоизолирующего барьера в добывающих скважинах. Признаки 1, 2, 3 и 4 являются общими с прототипом и известными способами, признаки 5, 6, 7, 8, и 9 не выявлены в известных в данной области технических решениях. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "существенные отличия". Способ реализуется следующим образом: - на скважине, запланированной для проведения ОПЗ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки и результатов предварительных лабораторных испытаний определяют тип активной жидкости (АЖ), которую для конкретного случая следует применять в качестве среды для ультразвуковой обработки призабойной зоны и основные параметры работы генератора ультразвукового излучения. В зависимости от типа АЖ, процедура ее приготовления включает для АЖ на углеводородной основе: - смешение маловязкой нефти или любого нефтепродукта (бензина, керосина и т. д. ) с тяжелой неполярной маловязкой жидкостью, например, тетрахлорметаном (ГОСТ 20288-74) или реагентом АПК (ТУ-2122-199-05-76-34-68-94) в таком соотношении объемов, чтобы удельный вес (плотность полученной смеси (раствора) превышала плотность воды, применяемой в системе поддержания пластового давления (ППД), не менее чем на 100 кг/м3. Учитывая, что плотность воды, применяемой для системы ППД колеблется в пределах 1000-1120 кг/м3, то, соответственно, плотность АЖ на углеводородной основе может колебаться в пределах 1100-1220 кг/м3. Исходя из химической природы смешиваемых неполярных жидкостей, обладающих низкими значениями поверхностного натяжения на границе жидкость-газ, АЖ на углеводородной основе будет иметь значения поверхностного натяжения, не превышающие 20-35 мПас-1 (эрг/см2) и вязкость в пределах 1-20 сПз при температуре 20oC. Для АЖ на водной основе (используют любую пластовую воду, т.е. воду с наибольшей минерализацией): - растворение расчетного количества, колеблющегося в пределах 5-10% массовых водорастворимого ПАВ (преимущественно неионогенного типа) например, неонол АФ-12 (ТУ 38.507-63-171-91), СНО-3Б (ТУ 39-579-46-88) и др., обеспечивающего снижение поверхностного натяжения воды на границе с паром с 72-73 мПас-1 (эрг/см2) и, если это необходимо, дополнительное растворение в пластовой воде определенного количества хлористых солей, например, хлористого кальция, натрия и др., с тем, чтобы плотность АЖ на водной основе превышала плотность воды, используемой в системе ППД, не менее чем на 100 кг/м3. После спуска НКТ до забоя скважины. При открытой задвижке на затрубье. Осуществляют закачку по НКТ в призабойную зону расчетного количества АЖ, который, в зависимости от мощности (толщины) обрабатываемого продуктивного пласта и цели проведения ОПЗ, колебаться в пределах 5-25 м3; подъем НКТ на поверхность; спуск генератора ультразвукового излучения; воздействия ультразвуком на призабойную зону в течение заданного времени, необходимого для осуществления в среде АЖ процессов диспергирования и растворения накопленных в призабойной зоне осадков и кольматирующих отложений с образованием тонкодисперсной гидрофобной суспензии; подъем генератора ультразвукового излучения; задавливание суспензии в высокопроницаемые участки пласта и пуск скважины в работу. Как следует из вышеизложенного, при реализации разработанного способа обработки ОПЗ отсутствует операция извлечения на поверхность продуктов очистки призабойной зоны пласта, что повышает экологическую чистоту способа. Эффективность разработанного способа доказывается экспериментальными данными результатов диспергирования и растворения различных осадкообразующих материалов и нефтешламов в водной среде (способ по прототипу) и в АЖ разного типа (таблица 1), а также данных таблицы 2 по характеру изменения фазовой проницаемости (скорости фильтрации) воды и нефти через высокопроницаемую колонку неоднородной модели пласта, приготовленную в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами" до и после ее обработки гидрофобной тонкодисперсной суспензией, получаемой с помощью ультразвука в среде АЖ разного типа и разных осадкообразующих материалов (разработанный способ) и то же после обработки в соленой воде (способ по прототипу). В качестве генератора ультразвука применялся лабораторный ультразвуковой диспергатор УЗДН-2Т с номинальными частотами генерирования 22-44 кГц, выходной мощностью 400 Вт (максимальной - более 1000 Вт), работающий при частоте электрического тока 50 Гц и напряжении 220 В. Из сопоставления данных, приведенных в табл. 1 и 2, следует, что предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс диспергирования осадков и отложений различного типа путем их перевода под действием ультразвука в активной жидкой среде, обладающей определенными свойствами, в гидрофобную тонкодисперсную суспензию с размерами частиц до 0,5 мкм и не превышающих 20 мкм, чего не наблюдалось при ультразвуковом диспергировании осадков в пластовой или пресной воде (способ по прототипу). Обработка такой гидрофобной тонкодисперсной суспензией высокопроницаемых участков пласта, как это показывают исследования на модельных системах. Приводит к значительному (от 2 до 27,5 раза) снижению скорости фильтрации воды при сравнительно небольшом (от 1,07 до 1,3 раза) снижении скорости фильтрации нефти. В то же время, по способу-прототипу при аналогичных условиях ультразвуковой обработки осадков, образовывалась хлопьевидная расслаивающаяся дисперсная система, с размером частиц 1000 и более мкм, которые при фильтрации через высокопроницаемую модель пласта отфильтровывались на ее поверхности, что быстро приводило к прекращению фильтрации через такой "закольматированный" пласт как воды, так и нефти. Способ приготовления и характеристика анализируемых дисперсий приведены в таблице 1. Условия фильтрации во всех опытах были постоянными, объем закачиваемой суспензии соответствовал 1 объему порового пространства пласта.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий спуск насосно-компрессорных труб до забоя скважины, закачку по этим трубам в призабойную зону пласта технологической жидкости, подъем насосно-компрессорных труб на поверхность, спуск в скважину и размещение в объеме технологической жидкости против отрабатываемого интервала пласта генератора ультразвукового излучения с регулируемым диапазоном частот и создание в высокопроницаемых участках и трещинах призабойной зоны пласта гидрофобного барьера с малой фазовой проницаемостью для воды и высокой для нефти, отличающийся тем, что в качестве технологической жидкости используют активную жидкость с поверхностным натяжением на границе жидкость - пар в пределах 20 - 35 мПа с-1, плотностью, превышающей плотность воды, используемой для заводнения, не менее чем на 100 кг/м3 и вязкостью, равной вязкости водной фазы или превышающей ее не более чем в 20 раз, а диапазон частот ультразвукового излучения принимают 10 - 15, 22 - 44 и 320 - 360 кГц, при этом осуществляют очистку призабойной зоны от осадков и прочих кольматирующих пласт отложений путем их диспергирования и растворения под воздействием ультразвука в среде активной жидкости до их превращения в тонкодисперсную суспензию с размером твердых частиц в пределах 0,5 - 20 мкм и их использование для создания гидрофобного барьера. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве активной жидкости используют растворы маловязких нефтей или нефтепродуктов и тяжелой неполярной жидкости, например тетрахлорметана, реагента АПК или 5 - 10% растворы различных поверхностно-активных веществ, преимущественно неиногенных, в минерализованной воде с плотностью, превышающей плотность воды, используемой в системе заводнения, не менее чем на 100 кг/м3. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что установление оптимальных параметров ультразвукового воздействия на призабойную зону производят на основании проведения предварительных лабораторных испытаний условий ультразвукового диспергирования осадка, отобранного из призабойной зоны в активной жидкости. 4. Способ по любому из пп.1 - 3, отличающийся тем, что в качестве реагентов-гидрофобизаторов поверхности горной породы пласта используют асфальто-смолистые и парафиновые компоненты нефти, входящие в состав осадков и образующие под действием ультразвука в активной технологической жидкости молекулярно и коллоидно растворенные дисперсные системы. 5. Способ по любому из пп.1 - 4, отличающийся тем, что после завершения процесса обработки ультразвуком призабойной зоны скважины, образовавшуюся тонкодисперсную гидрофобную систему в полном объеме используют для добывающих скважин для создания гидрофобного барьера или для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

www.freepatent.ru

Способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для возобновления нефтеотдачи отработанных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет его упрощения и удешевления. Сущность изобретения: способ основан на создании давления в нефтеносных слоях за счет закладки взрывных зарядов и одновременного их подрыва в нефтяных эксплуатационных скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы. При этом сначала производят закладку взрывных зарядов и одновременный их подрыв в двух рядах, между которыми оставляют ряд незадействованных для взрыва скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти. Далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, через которые также выкачивают образовавшуюся нефть. Такое чередование производят до конечной границы месторождения. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для возобновления нефтеотдачи отработанных месторождений.

Независимо от способа генерации нефть под влиянием вулканических и тектонических процессов мигрировала по земной коре до тех пор, пока не нашла пласты осадочных пород, обладающих высокой пористостью и трещиноватостью. Такими породами могли оказаться кальцит, аргонит, катерит, магнезит, несквогенит, песчаник и другие породы, которые по условиям генезиса и залегания оказались высокопористыми. Эти высокопористые породы оказались нефтяными ловушками и, будучи пропитаны нефтью, затем в течение десятков и сотен миллионов лет сформировали нефтяные месторождения, современные нашей эпохе. Глубина их залегания весьма различна. Иногда они выходят на поверхность земли, но чаще залегают на глубине 1-2 километров, т.е. в тех местах, где залегали указанные осадочные пористые породы.

Для серьезной промышленной добычи нефти приходится бурить скважины, обсаживать их стальными трубами, а также снабжать запорной арматурой и транспортными трубопроводами. В зависимости от размеров пор нефть более или менее прочно удерживается в ловушке. Ясно, что чем мельче поры, тем больше их удельная внутренняя поверхность и тем большая часть содержащейся в ловушке нефти адсорбируется и удерживается на этой поверхности, тем меньшую ее часть удается извлечь в виде нефтяных фонтанов и с помощью насосов (качалок или «богомолок»). Мировой опыт нефтедобычи (добывается сейчас в мире ~3 миллиарда тонн нефти ежегодно) показывает, что известными и экономичными методами извлечь удается из нефтяных месторождений не более 60% содержащейся там нефти, а в среднем нефтеотдача составляет 50-55%. Таким образом, от 45 до 50% нефти, содержащейся в нефтяных месторождениях после их исчерпания известными методами, остается в нефтяных ловушках и пока извлечь не удается.

Если бы удалось извлекать не 55, а 65% нефти, содержащейся в нефтяных ловушках (т.е. всего на 10% больше, чем сейчас), то это составило бы 300 миллионов тонн ежегодно, а стоимость извлеченной нефти при современных ценах составит 120 миллиардов долларов.

Известен способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений (Приходько Н.К. и др. Применение химических взрывчатых веществ для интенсификации разработки нефтяных и газовых месторождений. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело», Москва, ВНИИОЭНГ, 1981, с.12, 25) путем взрыва непосредственно в нефтеносных слоях, что создает дополнительное давление на глубине залегания нефти и вызывает выдавливание нефти из пор.

Однако указанный способ применяется в отдельных нефтяных скважинах, что не дает возможности значительного увеличения нефтеотдачи месторождения.

Кроме того, известен способ извлечения нефти из отработанных месторождений (патент РФ №2066741 от 20.09.1996), являющийся прототипом предлагаемого изобретения, основанный на создании давления в нефтеносных слоях, за счет одновременного взрыва зарядов в специальных взрывных скважинах (проходка до середины водонепроницаемого слоя, находящегося непосредственно над нефтеносным пористым слоем). Эти взрывные скважины создают равномерно между эксплуатационными скважинами по всему месторождению нефти. В них закладываются малые, а затем многотонные взрывные заряды. Их одновременно подрывают в два приема (малые, затем многотонные) во всех взрывных скважинах одного месторождения нефти. После взрывов через период времени во взрывные скважины производят подачу топливной смеси из природного газа и воздуха с последующим одновременным воспламенением топливной смеси. На последнем этапе производят закачку воды под большим давлением для поддержания пластового давления. На каждом этапе производится откачка нефти. Последующий этап начинается при снижении нефтеотдачи.

Однако указанный способ очень экономически затратный (создание огромного количества взрывных скважин), а также очень сложный в исполнении (после взрывов малых зарядов в эти же взрывные скважины закладываются многотонные взрывчатые заряды, что требует их восстановления). Кроме того, создаваемое давление в нефтеносных слоях создается опосредованно через водонепроницаемый слой над нефтеносным. Следовательно, выдавливание нефти из пор пород нефтеносного слоя будет значительно ниже, чем при взрыве в нефтеносном слое. Все это указывает на низкую эффективность данного способа. А закачка на предпоследнем этапе топливной смеси из природного газа и воздуха с последующим одновременным воспламенением вызывает сомнение о возможности такой операции, так как после мощного взрыва взрывные скважины будут уничтожены. К тому же это может вызвать последствия в виде землетрясений.

Задачей изобретения является создание способа извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений более экономичного, менее сложного в осуществлении и более эффективного.

Поставленная задача достигается тем, что в способе извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений, основанном на создании давления в нефтяных слоях за счет закладки зарядов и одновременного их подрыва в нефтяных эксплуатационных скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы, обеспечивают следующую последовательность - сначала производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в двух рядах, между которыми оставляют ряд незадействованных скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти, далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, из которых также выкачивают образовавшуюся нефть, причем такое чередование производят до конечной границы месторождения.

Предложенный способ поясняется чертежом, где 1 - нефтяные эксплуатационные скважины, 2, 4 - ряды эксплуатационных скважин, в которые закладываются взрывчатые заряды, 3, 5 - ряды незадействованных скважин, из которых выкачивается освободившаяся нефть после взрыва.

Способ осуществляется следующим образом. Сначала производят закладку взрывных зарядов в двух рядах нефтяных эксплуатационных скважин, например 2 исчерпанного месторождения, одновременный их подрыв и выкачивание образовавшейся свободной нефти через незадействованные эксплуатационные скважины ряда 3, расположенные между рядами скважин 2. Затем в скважинах рядов 4 производят закладку взрывных зарядов и одновременный подрыв зарядов. Выкачивание нефти производят через эксплуатационные скважины из незадействованных рядов скважин 5. В дальнейшем производят повторение этих операций до конечной границы месторождения. Такая система закладки взрывных зарядов и одновременность взрывов создает направленное движение освободившейся нефти к скважинам, находящимся между рядами взрываемых скважин, что позволит выкачать всю освободившуюся из пор нефть.

С помощью подземного взрыва зарядов большой мощности как раз на глубинах залегания нефтяных ловушек извлекается связанная нефть из пор и трещин путем резкого уменьшения их объема (разрушения ловушек). В качестве действующего заряда может быть использовано любое взрывчатое вещество. Главными критериями выбора будут служить дешевизна и доступность этого вещества; максимальные мощности взрыва и объем выделяемого при взрыве газа; максимальная безопасность доставки взрывчатого вещества на месторождения и непосредственно к месту взрыва. Наиболее подходящими по этим критериям являются тротил и гексоген. Примерно 1,2 тонны любого из этих веществ может выдавить из пор и трещин нефтяной ловушки порядка 1000 тонн нефти.

Наиболее вероятный механизм действия взрывного заряда - это резкое уменьшение объема пор и трещин вмещающих пород и выдавливание нефти в образовавшиеся (или имеющиеся там) пустоты. Поскольку выработанное нефтяное месторождение обустроено всей необходимой арматурой, себестоимость полученных предлагаемым методом 1000 тонн нефти будет не на много превышать стоимость 1,2 тонны заряда.

Предлагаемый способ менее затратный, так как предусматривает использование уже готовых эксплуатационных скважин, причем не всех, а только 0,5 части. При этом снижается в несколько раз мощность одновременных взрывов, а соответственно и количество взрывчатых веществ.

Использование готовых эксплуатационных скважин для закладки взрывных зарядов в нефтеносных слоях упрощает осуществление способа. Способ значительно эффективен из-за создания большего давления в результате огромного объема выделяемого газа при взрыве в нефтеносном слое, что приводит к значительному выдавливанию нефти из пористой породы, как из губки, а также создания направленного движения освобождаемой нефти к скважинам, не подвергнутым взрывам.

Кроме того, снижение мощности одновременных взрывов снижает вероятность сдвигов земной коры, а соответственно землетрясений.

Способ извлечения нефти из отработанных нефтяных месторождений, основанный на создании давления в нефтеносных слоях за счет закладки взрывных зарядов и одновременного их подрыва в нефтеносных эксплуатационных скважинах, отличающийся тем, что закладку зарядов и одновременный их подрыв производят в скважинах, образующих ряды от границы месторождения до его противоположной границы, в следующей последовательности: сначала производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в 2-х рядах, между которыми оставляют ряд не задействованных для взрыва скважин, через которые производят выкачивание образовавшейся свободной нефти, далее производят закладку зарядов и одновременный их подрыв в ряду скважин, расположенных через ряд незадействованных скважин, из которых также выкачивают образовавшуюся нефть, причем такое чередование производят до конечной границы месторождения.

www.findpatent.ru

Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод

Изобретение относится к области защиты окружающей среды и предназначено для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов на поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепродуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты. В зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, после чего накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их. При этом в частном варианте выполнения водопонижающую скважину бурят в водоносную часть горизонта на глубине (Нск) ниже уровня раздела фаз, определяемую следующей зависимостью: Нск = 1,25·(1+hв/hн)·Qн·tmin/d2ск, где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов соответственно, дм; Qн - производительность нефтяного электронасоса, л/с; dcк - диаметр водопонижающей скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, с. Вместе с тем в пределах пятна загрязнения выполняют водопоглощающие скважины и/или грунтовые выработки, в которые многократно направляют откачиваемую воду, что позволяет обеспечить геодинамическое равновесие грунтового массива. При этом нефтепродукты удаляют из воронки дискретно в минимально потребных для работы нефтяного насоса количествах, определяемых в оптимальном случае производительностью водоподъемного электронасоса. Указанную производительность (Qв) водоподъемного электронасоса устанавливают по формуле Qв = (2,5-3,5)·hв·dcк·kф·qcкв, где kф - коэффициент фильтрации грунтового массива, qскв - удельный дебет скважины по воде (л/с/дм2). Изобретение позволяет осуществить локализацию и ликвидацию зон загрязнения грунтовых вод нефтепродуктами при сохранении геодинамического равновесия грунтового массива. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

,

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к экологии и предназначено для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепродуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты. Известен способ извлечения техногенных скоплений нефтепродукта с поверхности грунтовых вод, который включает локализацию загрязнения путем создания в зоне загрязнения воронок депрессии, создаваемых в слое нефтепродукта на поверхности грунтовых вод путем его отбора с нижнего уровня на границе раздела фаз в каждой из добывающих скважин, оборудованных специальным заборным устройством, представляющим собой тонкостенный цилиндр с днищем, подвешиваемый точно на границе раздела фаз (см. авт. свид. СССР N 1657624, кл. E 21 B 43/00, опубл. 23.06.91 г.). Недостатком известного технического решения является сложность реализации из-за необходимости использования специального заборного устройства и обеспечения точности его расположения в добывающей скважине. При несоблюдении точности подвеса в заборное устройство будет попадать вода и не будет соблюдаться условие сохранения геодинамического равновесия грунтового массива, а при расположении заборного устройства с определенным допуском выше уровня раздела фаз способ будет принципиально неработоспособным для тонкослойных скоплений, толщина которых находится в пределах границ указанного допуска. Известен также способ очистки подземной гидросферы, согласно которому техногенные скопления локализуют путем создания воронок депрессии в зоне пятна загрязнения, накапливают нефтепродукты в воронке, после чего их извлекают см. авт. свид. СССР N 861328, кл. C 02 F 1/00, опубл. 07.09.81 г.). Недостатком известного технического решения является существенное воздействие на геодинамическое равновесие грунтового массива, создающее провоцирующие условия для подвижек грунтового массива и обрушения грунтов, что не позволяет использовать данный способ вблизи зданий и производственных сооружений. Известен способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, принятый в качестве прототипа, согласно которому в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, ведут откачивание воды до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их (см. заявку на патент Украины N 97115576, кл. C 02 F 1/00, дата подачи 20.11.97 г.). Недостатком известного способа является существенное негативное воздействие на геодинамическое равновесие грунтового массива, препятствующее безопасному его использованию в условиях размещения зданий и производственных сооружений в пределах зоны пятна загрязнения. Задачей настоящего изобретения является разработка способа извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, исключающего негативное влияние на геодинамическое равновесие грунтового массива при ликвидации тонкослойных скоплений нефтепродуктов путем возврата откачиваемых грунтовых вод в водоносный горизонт в пределах зоны пятна загрязнения. Для решения поставленной задачи в известном способе извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, согласно которому в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их, в соответствии с изобретением в пределах зоны пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки и/или водопоглощающие скважины, в которые многократно направляют откачиваемую воду в объемах, обеспечивающих геодинамическое равновесие грунтового массива, а нефтепродукты накапливают и удаляют дискретно в минимально потребных для работы нефтяного электронасоса количествах. При этом водопонижающую скважину бурят ниже уровня раздела фаз на глубину (Hск), определяемую следующей зависимостью: Hск=1,25·(1+hв/hн)·Qн· tmin/d2ск, (1) где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов, соответственно, дм; Qн - производительность нефтяного электронасоса, л/с; dск - диаметр скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, c. Накапливающуюся же в водопонижающей скважине воду удаляют погружным водоподъемным электронасосом, производительность которого устанавливают в соответствии с естественной миграцией грунтовых вод, при этом производительность водоподъемного электронасоса (Qв) определяют следующим образом: Qв=(2,5-3,5)·hв·dск·kф·qскв, (2) где kф - коэффициент фильтрации грунтового массива; qскв - удельный дебет (л/с/дм2) скважины по воде. В частном варианте выполнения заявляемого способа воду, откачиваемую из водопонижающей скважины, подают в расположенные в зоне пятна загрязнения емкости, стенки которых имеют коэффициент фильтрации, близкий к коэффициенту фильтрации грунтового массива. Обеспечение подпитки грунтового массива за счет многократного возврата воды, откачиваемой из водопонижающей скважины, в зону пятна загрязнения позволяет обеспечить геодинамическое равновесие грунтового массива и предотвратить подвижки и обрушения грунта. Для реализации этого в пределах пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки, водопоглощающие скважины или емкости, в которые направляют откачиваемую воду. При этом объем откачиваемой и возвращаемой в грунтовой массив воды определяется производительностью водоподъемного электронасоса и устанавливается в зависимости от коэффициента фильтрации грунтового массива, удельного дебета и геометрических параметров скважины согласно вышеприведенной зависимости (2). Накопленный при этом объем нефтепродуктов должен быть не менее минимально извлекаемого по условиям настройки нефтяного электронасоса (Qн·tmin), т. е. 0,785·Hск·d2ск/(1+hв/hн)=Qн·tmin, (3) что и определяет минимально целесообразное заглубление скважины ниже уровня раздела фаз по предложенной выше зависимости (1). Воды в водопонижающей скважине накопится значительно больше по сравнению с нефтепродуктами, но удалять ее при наличии подвижности водоносных слоев не следует с большой скоростью, поскольку оптимальным будет являться баланс естественного притока и удаления воды. При этом оказывается возможным определить диапазон регулирования производительности водоподъемного электронасоса при сохранении устойчивости геодинамических условий грунтового массива. При бурении скважины в зоне техногенных скоплений нефтепродуктов и создании воронки депрессии положение зоны пятна загрязнения изменяется за счет привлечения в область, создаваемую воронкой депрессии, грунтовых вод вместе с нефтепродуктами, образующими в водопонижающей скважине слой определенной толщины. Таким образом, в скважине происходит накопление нефтепродуктов и воды, которые удаляются соответствующими электронасосами. Глубину водопонижающей скважины выполняют в соответствии с зависимостью (1), которая была получена на основании моделирования процессов гидродинамики в грунтовых массивах, что достаточно надежно обеспечивает накопление в ней количества нефтепродукта, необходимого для цикла работы нефтяного электронасоса. Использование вышеуказанной совокупности существенных признаков обеспечивает безопасные условия проведения работ при извлечении техногенных скоплений в пределах зоны пятна загрязнения за счет соблюдения геодинамического равновесия грунтового массива, а также эффективное вымывание техногенных скоплений за счет многократного введения воды в зону пятна загрязнения. То есть многократная подача удаляемой воды в зону техногенного скопления нефтепродуктов позволяет не только поддерживать водный баланс в данной зоне, но и значительно повысить эффективность экологической очистки территории за счет создания условий непрерывного привлечения нефтепродуктов с различных глубин в зоне загрязнения, т.е. активизировать процесс привлечения нефтепродуктов на поверхность грунтовых вод. Сущность предложенного изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показан вид в плане скопления нефтепродуктов на территории промышленного объекта; на фиг. 2 - сечение А-А по фиг. 1. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод реализуется следующим образом. В пределах территории техногенных загрязнений бурят разведочные скважины 1, с помощью которых выявляют границы зоны пятна загрязнения 2, его исходное положение и толщины слоев воды и нефтепродуктов. Затем вскрывают горизонт грунтовых вод бурением по меньшей мере одной водопонижающей скважины 3 с углублением в водоносную часть горизонта на глубину Hск = 1,25·(1+hв/hн)·Qн·tmin/d2ск ниже уровня раздела фаз. Водопонижающую скважину 3 оборудуют нефтяным и водоподъемным электронасосами 4, 5 соответственно. В зависимости от расположения на очищаемой территории жилых и промышленных объектов в доступных местах выполняют водопоглощающие скважины 6 или грунтовые выработки 7. В частном случае в выработках 7 помещают емкости 8 для предотвращения размывания грунта. Распределение откачиваемой воды между водопоглощающими скважинами 6, грунтовыми выработками 7 и емкостями 8 реализуется системой трубопроводов 9, снабженной вентилями 10. Для сбора откачиваемых нефтепродуктов служит нефтеналивная емкость 11. По окончании вышеуказанных подготовительных операций с помощью водоподъемного электронасоса 5 производят водопонижение грунтовых вод в зоне скопления нефтепродуктов (см. фиг. 2). Образовавшаяся депрессионная воронка 12 обеспечивает локализацию нефтепродуктов в пределах пятна загрязнения 2. После накопления минимально потребного по условиям работы нефтяного электронасоса 4 количества нефтепродуктов в воронке 12 включают нефтяной электронасос 4, который откачивает нефтепродукты в нефтеналивную емкость 11. В процессе водопонижения откачиваемую воду направляют в грунтовые выработки 7 или водопоглощающие скважины 6. При этом выбор очередности заполнения скважин 6 и выработок 7 осуществляется в соответствии с гидрогеологическими условиями очищаемой территории, обуславливающими геодинамическое равновесие грунтового массива. Таким образом, обеспечивается полностью управляемая во времени и пространстве циркуляция воды в водоносном горизонте, что предотвращает его неконтролируемое обезвоживание и позволяет исключить подвижки и обрушение грунтового массива в зоне пятна загрязнения 2. Наряду с этим циркуляция активированной при многократном контакте с нефтепродуктами воды обеспечивает высокоэффективную промывку загрязненных грунтов, что в конечном итоге обеспечивает более качественную экологическую их очистку. Плотность скважин в зоне пятна загрязнения зависит от конфигурации и размеров зоны техногенных скоплений нефтепродукта, но расстояние между ними и их расположение должно быть таким, чтобы обеспечить локализацию зоны в полном объеме. Каждую из скважин оборудуют своим нефтяным и водоподъемным электронасосами 4 и 5. При этом электронасос 4 на подвеске опускают в скважину 3 ниже уровня нефтепродукта так, чтобы его заборное устройство совпадало с уровнем раздела фаз нефтепродукт-грунтовая вода. При включении в работу электронасоса 5 образуется депрессия вокруг скважины 3 в водоносном слое, в результате чего деформируется первоначальный исходный контур зоны пятна загрязнения 2 до полной его ликвидации. В период времени накопления нефтепродукта образовавшаяся воронка 12 депрессии в слое нефтепродукта самоликвидируется за счет естественного перераспределения потока в грунте, подготавливая электронасос 4 к работе, по окончании которой новый цикл наполнения и извлечения нефтепродукта повторяется до окончательного его удаления из пределов радиуса влияния каждой скважины 3. Динамика удаления воды из водопонижающей скважины 3 позволяет создавать воронки депрессии таким образом, чтобы обеспечивать безопасные условия локализации зоны пятна загрязнения 2 и извлечения нефтепродукта. Положение глубины уровней слоя нефтепродуктов и его толщины с определенной периодичностью, но не реже одного-двух раз в неделю, замеряют в каждой из скважин, и в зависимости от полученных данных заборное устройство нефтяного электронасоса 4 устанавливается всегда на уровне раздела фаз. Таким образом, с использованием предлагаемого способа представляется возможным осуществлять локализацию и ликвидацию зон загрязнения грунтовых вод нефтепродуктами типа газового конденсата, керосина или бензина в условиях размещения строений на поверхности земли с заранее определенной динамикой создания депрессионных воронок и, следовательно, без опасения возможного разрушения этих строений, так как при таком способе не создаются условия интенсивных геодинамических подвижек и обрушений грунтового массива. Эффективность очистки при этом существенно повышается за счет многократного промывания загрязненной зоны водой, удаляемой из водопонижающих скважин, способной захватывать и увлекать за собой нефтепродукты.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, характеризующийся тем, что в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их, отличающийся тем, что в пределах зоны пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки и/или водопоглощающие скважины, в которые многократно направляют откачиваемую воду в объемах, обеспечивающих геодинамическое равновесие грунтового массива, а нефтепродукты накапливают и удаляют дискретно в минимально потребных для работы нефтяного электронасоса количествах. 2. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод по п.1, отличающийся тем, что водопонижающую скважину бурят ниже уровня раздела фаз на глубину (Нск), определяемую следующей зависимостью: Нск = 1,25 · (1 + hв/hн) · Qн · tmin/d2ск, где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов соответственно, дм; Qн - производительность электронасоса извлечения нефтепродуктов, л/с; dск - диаметр скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, с. 3. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод по п.1 или 2, отличающийся тем, что воду, откачиваемую из водопонижающей скважины, подают в расположенные в зоне пятна загрязнения емкости, стенки которых имеют коэффициент фильтрации, близкий к коэффициенту фильтрации грунтового массива, а производительность водоподъемного электронасоса (Qв) устанавливают в пределах Qв = (2,5 ... 3,5) · hв · dск · Кф · qскв, где Кф - коэффициент фильтрации грунтового массива; qскв - удельный дебет скважины по воде, л/с/дм2.

bankpatentov.ru

Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод

 

Изобретение относится к области защиты окружающей среды и предназначено для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов на поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепродуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты. В зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, после чего накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их. При этом в частном варианте выполнения водопонижающую скважину бурят в водоносную часть горизонта на глубине (Нск) ниже уровня раздела фаз, определяемую следующей зависимостью: Нск = 1,25(1+hв/hн)Qнtmin/d2ск, где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов соответственно, дм; Qн - производительность нефтяного электронасоса, л/с; dcк - диаметр водопонижающей скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, с. Вместе с тем в пределах пятна загрязнения выполняют водопоглощающие скважины и/или грунтовые выработки, в которые многократно направляют откачиваемую воду, что позволяет обеспечить геодинамическое равновесие грунтового массива. При этом нефтепродукты удаляют из воронки дискретно в минимально потребных для работы нефтяного насоса количествах, определяемых в оптимальном случае производительностью водоподъемного электронасоса. Указанную производительность (Qв) водоподъемного электронасоса устанавливают по формуле Qв = (2,5-3,5)hвdcкkфqcкв, где kф - коэффициент фильтрации грунтового массива, qскв - удельный дебет скважины по воде (л/с/дм2). Изобретение позволяет осуществить локализацию и ликвидацию зон загрязнения грунтовых вод нефтепродуктами при сохранении геодинамического равновесия грунтового массива. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к экологии и предназначено для ликвидации техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод и предотвращения сброса нефтепродуктов в открытые водоемы и водозаборные горизонты.

Известен способ извлечения техногенных скоплений нефтепродукта с поверхности грунтовых вод, который включает локализацию загрязнения путем создания в зоне загрязнения воронок депрессии, создаваемых в слое нефтепродукта на поверхности грунтовых вод путем его отбора с нижнего уровня на границе раздела фаз в каждой из добывающих скважин, оборудованных специальным заборным устройством, представляющим собой тонкостенный цилиндр с днищем, подвешиваемый точно на границе раздела фаз (см. авт. свид. СССР N 1657624, кл. E 21 B 43/00, опубл. 23.06.91 г.). Недостатком известного технического решения является сложность реализации из-за необходимости использования специального заборного устройства и обеспечения точности его расположения в добывающей скважине. При несоблюдении точности подвеса в заборное устройство будет попадать вода и не будет соблюдаться условие сохранения геодинамического равновесия грунтового массива, а при расположении заборного устройства с определенным допуском выше уровня раздела фаз способ будет принципиально неработоспособным для тонкослойных скоплений, толщина которых находится в пределах границ указанного допуска. Известен также способ очистки подземной гидросферы, согласно которому техногенные скопления локализуют путем создания воронок депрессии в зоне пятна загрязнения, накапливают нефтепродукты в воронке, после чего их извлекают см. авт. свид. СССР N 861328, кл. C 02 F 1/00, опубл. 07.09.81 г.). Недостатком известного технического решения является существенное воздействие на геодинамическое равновесие грунтового массива, создающее провоцирующие условия для подвижек грунтового массива и обрушения грунтов, что не позволяет использовать данный способ вблизи зданий и производственных сооружений. Известен способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, принятый в качестве прототипа, согласно которому в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, ведут откачивание воды до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их (см. заявку на патент Украины N 97115576, кл. C 02 F 1/00, дата подачи 20.11.97 г.). Недостатком известного способа является существенное негативное воздействие на геодинамическое равновесие грунтового массива, препятствующее безопасному его использованию в условиях размещения зданий и производственных сооружений в пределах зоны пятна загрязнения. Задачей настоящего изобретения является разработка способа извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, исключающего негативное влияние на геодинамическое равновесие грунтового массива при ликвидации тонкослойных скоплений нефтепродуктов путем возврата откачиваемых грунтовых вод в водоносный горизонт в пределах зоны пятна загрязнения. Для решения поставленной задачи в известном способе извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, согласно которому в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их, в соответствии с изобретением в пределах зоны пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки и/или водопоглощающие скважины, в которые многократно направляют откачиваемую воду в объемах, обеспечивающих геодинамическое равновесие грунтового массива, а нефтепродукты накапливают и удаляют дискретно в минимально потребных для работы нефтяного электронасоса количествах. При этом водопонижающую скважину бурят ниже уровня раздела фаз на глубину (Hск), определяемую следующей зависимостью: Hск=1,25(1+hв/hн)Qн tmin/d2ск, (1) где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов, соответственно, дм; Qн - производительность нефтяного электронасоса, л/с; dск - диаметр скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, c. Накапливающуюся же в водопонижающей скважине воду удаляют погружным водоподъемным электронасосом, производительность которого устанавливают в соответствии с естественной миграцией грунтовых вод, при этом производительность водоподъемного электронасоса (Qв) определяют следующим образом: Qв=(2,5-3,5)hвdскkфqскв, (2) где kф - коэффициент фильтрации грунтового массива; qскв - удельный дебет (л/с/дм2) скважины по воде. В частном варианте выполнения заявляемого способа воду, откачиваемую из водопонижающей скважины, подают в расположенные в зоне пятна загрязнения емкости, стенки которых имеют коэффициент фильтрации, близкий к коэффициенту фильтрации грунтового массива. Обеспечение подпитки грунтового массива за счет многократного возврата воды, откачиваемой из водопонижающей скважины, в зону пятна загрязнения позволяет обеспечить геодинамическое равновесие грунтового массива и предотвратить подвижки и обрушения грунта. Для реализации этого в пределах пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки, водопоглощающие скважины или емкости, в которые направляют откачиваемую воду. При этом объем откачиваемой и возвращаемой в грунтовой массив воды определяется производительностью водоподъемного электронасоса и устанавливается в зависимости от коэффициента фильтрации грунтового массива, удельного дебета и геометрических параметров скважины согласно вышеприведенной зависимости (2). Накопленный при этом объем нефтепродуктов должен быть не менее минимально извлекаемого по условиям настройки нефтяного электронасоса (Qнtmin), т. е. 0,785Hскd2ск/(1+hв/hн)=Qнtmin, (3) что и определяет минимально целесообразное заглубление скважины ниже уровня раздела фаз по предложенной выше зависимости (1). Воды в водопонижающей скважине накопится значительно больше по сравнению с нефтепродуктами, но удалять ее при наличии подвижности водоносных слоев не следует с большой скоростью, поскольку оптимальным будет являться баланс естественного притока и удаления воды. При этом оказывается возможным определить диапазон регулирования производительности водоподъемного электронасоса при сохранении устойчивости геодинамических условий грунтового массива. При бурении скважины в зоне техногенных скоплений нефтепродуктов и создании воронки депрессии положение зоны пятна загрязнения изменяется за счет привлечения в область, создаваемую воронкой депрессии, грунтовых вод вместе с нефтепродуктами, образующими в водопонижающей скважине слой определенной толщины. Таким образом, в скважине происходит накопление нефтепродуктов и воды, которые удаляются соответствующими электронасосами. Глубину водопонижающей скважины выполняют в соответствии с зависимостью (1), которая была получена на основании моделирования процессов гидродинамики в грунтовых массивах, что достаточно надежно обеспечивает накопление в ней количества нефтепродукта, необходимого для цикла работы нефтяного электронасоса. Использование вышеуказанной совокупности существенных признаков обеспечивает безопасные условия проведения работ при извлечении техногенных скоплений в пределах зоны пятна загрязнения за счет соблюдения геодинамического равновесия грунтового массива, а также эффективное вымывание техногенных скоплений за счет многократного введения воды в зону пятна загрязнения. То есть многократная подача удаляемой воды в зону техногенного скопления нефтепродуктов позволяет не только поддерживать водный баланс в данной зоне, но и значительно повысить эффективность экологической очистки территории за счет создания условий непрерывного привлечения нефтепродуктов с различных глубин в зоне загрязнения, т.е. активизировать процесс привлечения нефтепродуктов на поверхность грунтовых вод. Сущность предложенного изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показан вид в плане скопления нефтепродуктов на территории промышленного объекта; на фиг. 2 - сечение А-А по фиг. 1. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод реализуется следующим образом. В пределах территории техногенных загрязнений бурят разведочные скважины 1, с помощью которых выявляют границы зоны пятна загрязнения 2, его исходное положение и толщины слоев воды и нефтепродуктов. Затем вскрывают горизонт грунтовых вод бурением по меньшей мере одной водопонижающей скважины 3 с углублением в водоносную часть горизонта на глубину Hск = 1,25(1+hв/hн)Qнtmin/d2ск ниже уровня раздела фаз. Водопонижающую скважину 3 оборудуют нефтяным и водоподъемным электронасосами 4, 5 соответственно. В зависимости от расположения на очищаемой территории жилых и промышленных объектов в доступных местах выполняют водопоглощающие скважины 6 или грунтовые выработки 7. В частном случае в выработках 7 помещают емкости 8 для предотвращения размывания грунта. Распределение откачиваемой воды между водопоглощающими скважинами 6, грунтовыми выработками 7 и емкостями 8 реализуется системой трубопроводов 9, снабженной вентилями 10. Для сбора откачиваемых нефтепродуктов служит нефтеналивная емкость 11. По окончании вышеуказанных подготовительных операций с помощью водоподъемного электронасоса 5 производят водопонижение грунтовых вод в зоне скопления нефтепродуктов (см. фиг. 2). Образовавшаяся депрессионная воронка 12 обеспечивает локализацию нефтепродуктов в пределах пятна загрязнения 2. После накопления минимально потребного по условиям работы нефтяного электронасоса 4 количества нефтепродуктов в воронке 12 включают нефтяной электронасос 4, который откачивает нефтепродукты в нефтеналивную емкость 11. В процессе водопонижения откачиваемую воду направляют в грунтовые выработки 7 или водопоглощающие скважины 6. При этом выбор очередности заполнения скважин 6 и выработок 7 осуществляется в соответствии с гидрогеологическими условиями очищаемой территории, обуславливающими геодинамическое равновесие грунтового массива. Таким образом, обеспечивается полностью управляемая во времени и пространстве циркуляция воды в водоносном горизонте, что предотвращает его неконтролируемое обезвоживание и позволяет исключить подвижки и обрушение грунтового массива в зоне пятна загрязнения 2. Наряду с этим циркуляция активированной при многократном контакте с нефтепродуктами воды обеспечивает высокоэффективную промывку загрязненных грунтов, что в конечном итоге обеспечивает более качественную экологическую их очистку. Плотность скважин в зоне пятна загрязнения зависит от конфигурации и размеров зоны техногенных скоплений нефтепродукта, но расстояние между ними и их расположение должно быть таким, чтобы обеспечить локализацию зоны в полном объеме. Каждую из скважин оборудуют своим нефтяным и водоподъемным электронасосами 4 и 5. При этом электронасос 4 на подвеске опускают в скважину 3 ниже уровня нефтепродукта так, чтобы его заборное устройство совпадало с уровнем раздела фаз нефтепродукт-грунтовая вода. При включении в работу электронасоса 5 образуется депрессия вокруг скважины 3 в водоносном слое, в результате чего деформируется первоначальный исходный контур зоны пятна загрязнения 2 до полной его ликвидации. В период времени накопления нефтепродукта образовавшаяся воронка 12 депрессии в слое нефтепродукта самоликвидируется за счет естественного перераспределения потока в грунте, подготавливая электронасос 4 к работе, по окончании которой новый цикл наполнения и извлечения нефтепродукта повторяется до окончательного его удаления из пределов радиуса влияния каждой скважины 3. Динамика удаления воды из водопонижающей скважины 3 позволяет создавать воронки депрессии таким образом, чтобы обеспечивать безопасные условия локализации зоны пятна загрязнения 2 и извлечения нефтепродукта. Положение глубины уровней слоя нефтепродуктов и его толщины с определенной периодичностью, но не реже одного-двух раз в неделю, замеряют в каждой из скважин, и в зависимости от полученных данных заборное устройство нефтяного электронасоса 4 устанавливается всегда на уровне раздела фаз. Таким образом, с использованием предлагаемого способа представляется возможным осуществлять локализацию и ликвидацию зон загрязнения грунтовых вод нефтепродуктами типа газового конденсата, керосина или бензина в условиях размещения строений на поверхности земли с заранее определенной динамикой создания депрессионных воронок и, следовательно, без опасения возможного разрушения этих строений, так как при таком способе не создаются условия интенсивных геодинамических подвижек и обрушений грунтового массива. Эффективность очистки при этом существенно повышается за счет многократного промывания загрязненной зоны водой, удаляемой из водопонижающих скважин, способной захватывать и увлекать за собой нефтепродукты.

Формула изобретения

1. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод, характеризующийся тем, что в зоне пятна загрязнения бурят по меньшей мере одну водопонижающую скважину, откачивают воду до образования депрессионной воронки, накапливают нефтепродукты в воронке, а затем извлекают их, отличающийся тем, что в пределах зоны пятна загрязнения выполняют грунтовые выработки и/или водопоглощающие скважины, в которые многократно направляют откачиваемую воду в объемах, обеспечивающих геодинамическое равновесие грунтового массива, а нефтепродукты накапливают и удаляют дискретно в минимально потребных для работы нефтяного электронасоса количествах. 2. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод по п.1, отличающийся тем, что водопонижающую скважину бурят ниже уровня раздела фаз на глубину (Нск), определяемую следующей зависимостью: Нск = 1,25 (1 + hв/hн) Qн tmin/d2ск, где hв, hн - толщины слоев в грунтовом массиве воды и нефтепродуктов соответственно, дм; Qн - производительность электронасоса извлечения нефтепродуктов, л/с; dск - диаметр скважины, дм; tmin - минимально возможное по настройке нефтяного электронасоса время извлечения нефтепродуктов, с. 3. Способ извлечения техногенных скоплений нефтепродуктов с поверхности грунтовых вод по п.1 или 2, отличающийся тем, что воду, откачиваемую из водопонижающей скважины, подают в расположенные в зоне пятна загрязнения емкости, стенки которых имеют коэффициент фильтрации, близкий к коэффициенту фильтрации грунтового массива, а производительность водоподъемного электронасоса (Qв) устанавливают в пределах Qв = (2,5 ... 3,5) hв dск Кф qскв, где Кф - коэффициент фильтрации грунтового массива; qскв - удельный дебет скважины по воде, л/с/дм2.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru