Трудноизвлекаемые запасы. ТРИЗ. 15. Шахтный способ добычи тяжелой нефти с самого начала для добычи нефти на Яреге начали пробовать шахтный метод
 Скачать 24.19 Kb.
|
|
15. Шахтный способ добычи тяжелой нефти С самого начала для добычи нефти на Яреге начали пробовать шахтный метод. Такой способ предполагает добычу нефти из нефтяного пласта с помощью подземных горных выработок или подземных скважин, сооруженных в нефтяной шахте. Данная технология применяется для разработки залежей с природными битумами, а также истощенных залежей нефти, которая сама не течет. Горные выработки нефтяных шахт внешне похожи на тоннели метро, уходящие под уклон. В целом нефтяная шахта представлена надшахтным комплексом зданий и сооружений, подъемным и вентиляционными стволами, околоствольной камерой центрального водоотлива, подземными подстанциями, складом взрывчатых материалов, центральной емкостью для сбора добываемой жидкости и насосной станцией. 16. Тепловые методы разработки месторождений тяжелой нефти Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два принципиально различных вида. Первый, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств - обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Второй, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты. Тепловой метод воздействия на пласт повысил КИН до 0,5–0,7. Однако применение термошахтного метода потребовало строительство мощной и дорогостоящей наземной инфраструктуры, и в первую очередь паронагнетательных установок. По этой причине в 1990-е годы, работы по проекту были остановлены. 17. Паротепловые методы для добычи тяжелой нефти. Пароциклический способ разработки. Вытеснение нефти паром. Паро-гравитационный дренаж. VAPEX. Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается более резко, особенно при температурах до 150°С. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи. В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей. Влияние различных факторов па нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается за счет: снижения вязкости нефти – до 30%; эффекта термического расширения – до 8%; эффекта дистилляции – до 9%; эффекта газонапорного режима – до7%; эффекта увеличения подвижности – до 10%. Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам. При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием, включающий бурение вертикальной скважины в залежи высоковязкой нефти, крепление вертикальной скважины обсадной колонной, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, закачку через скважину в продуктивный пласт парогазового теплоносителя, спуск в скважину колонны труб с насосом и отбор разогретой продукции из скважины, отличающийся тем, что перфорацию в интервале продуктивного пласта, сложенного карбонатными породами, производят гидропескоструйным перфоратором с образованием перфорационных отверстий диаметром 20 мм, после чего осуществляют проппантный пенокислотный гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва закачкой гелированной жидкости разрыва с последующим ее развитием и креплением в пять стадий чередующимися порциями пенокислоты в равных объемах и пенокислоты с добавлением проппантной смеси массой по 2 т в каждой стадии, состоящей из проппанта крупной фракции 12/18 меш и цилиндрического проппанта фракции 12/16 меш в процентном соотношении 60/40, причем на каждой последующей стадии концентрацию проппантной смеси повышают ступенчато от 200 до 600 кг/м с шагом 100 кг/м, причем концентрация кислоты в пене составляет не менее 16%, при этом для снижения потерь тепла в начале пароциклического воздействия прогревают скважину циркуляцией пара до прекращения выхода конденсата из обратной линии, причем в скважину спускают колонну труб, оснащенную снизу вверх обратным клапаном, замковой опорой вставного штангового насоса, перепускным клапаном, пакером, размещают колонну труб в скважине так, чтобы пакер находился напротив кровли верхней части продуктивного пласта, затем в колонну труб на колонне штанг спускают вставной штанговый насос и фиксируют его в замковой опоре, после чего скважину в течение 14 сут закачивают пар в объеме 40 т/сут, после чего скважину закрывают и выдерживают в течение 14 сут на пропитку, затем отбирают разогретую высоковязкую нефть, после снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины циклы закачки пара и отбора разогретой высоковязкой нефти повторяют. Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. Паровой гравитационный дренаж (SAGD) – это метод бурения, используемый для извлечения тяжелой сырой нефти, которая залегает слишком глубоко или иным образом затруднена для доступа Этот процесс был разработан Управлением по технологиям и исследованиям нефтеносных песков Альберты (AOSTRA) как эффективное средство извлечения труднодоступных запасов нефти С ростом затрат на добычу нефти с годами и повышенным спросом произошла замена традиционных нефтяных буровых установок на SAGD VAPEX метод – закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. 18. Термодинамические свойства и сухость пара. Паронефтяное соотношение Водяной пар является реальным газом. В зависимости от состояния он может быть сухим насыщенным, влажным и перегретым. Насыщенный пар находится в термическом и динамическом равновесии с жидкостью, из которой он образуется. Температура  и давление  пара в состоянии насыщения называются параметрами насыщения (или кипения).Насыщенный пар, в котором отсутствуют взвешенные частицы жидкой фазы, называется сухим насыщенным паром. Состояние сухого насыщенного пара однозначно определяется одним параметром – давлением или температурой насыщения. Остальные параметры сухого насыщенного пара (удельный объем  , энтальпия  , энтропия  ) находятся по таблицам или диаграмме h–s (см. прил. 2, 3).Влажный пар – это равновесная смесь кипящей жидкости и сухого насыщенного пара. Состояние влажного пара определяется его давлением или температурой , а также степенью сухости x. Степень сухости пара x – это массовая доля сухого насыщенного пара во влажном паре, т. е.  . Очевидно, что значение x = 0 соответствует воде в состоянии кипения, а x = 1 – сухому насыщенному пару.Паро-нефтяное отношение при добыче вязкой нефти - это отношение кол-ва закачиваемого в пласт пара к добытой нефти. |