отчет преддипломный. Основными целями практики являются

• Название: Основными целями практики являются
• Дата: 23.05.2021
• Размер: 114.17 Kb.
• Имя файла: отчет преддипломный.docx
• Тип: Документы; #208706
• страница: 1 из 2

ВВЕДЕНИЕ
Публичное акционерное общество «Сургутнефтегаз» - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.

НГДУ «Федоровскнефть» является структурным подразделением ПАО «Сургутнефтегаз». Основной производственной задачей нефтегазодобывающего управления является - добыча нефти и газа.

Основными целями практики являются:

• 
  осуществлять контроль за основными показателями разработки месторождений;
  
• 
  осуществлять контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин;
  
• 
  получить умения предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях;
  
• 
  осуществлять выбор наземного и скважинного оборудования;
  
• 
  проведение диагностики, текущего и капитального ремонта скважин;
  
• 
  применять требования защиты окружающей среды и недр от техногенных воздействий производства.
  

• 
  осуществление выбора наземного и скважинного оборудования;
  
• 
  осуществление технического обслуживания бурового оборудования и инструмента и оборудования для эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
  
• 
  умение выполнять контроль за рациональной эксплуатацией оборудования;
  
• 
  владение умениями текущего и планового ремонта нефтегазопромыслового оборудования.
  

Задачами производственной практики являются:

• 
  закрепление, расширение, углубление и систематизация знаний и умений, полученных при изучении дисциплин и профессиональных модулей учебного плана специальности, на основе изучения деятельности конкретной организации;
  
• 
  изучение нормативных и методических материалов, фундаментальной и периодической литературы по вопросам, разрабатываемым студентом в ходе учебного процесса;
  
• 
  оценка действующей в организации системы управления, учета, анализа и контроля;
  
• 
  разработка рекомендаций по ее совершенствованию;
  
• 
  обобщение и закрепление теоретических знаний, полученных студентами в период обучения, формирование практических умений и навыков;
  
• 
  проверка возможностей самостоятельной работы будущего специалиста в условиях конкретного профильного производства.
  

1 ОЗНАКОМЛЕНИЕ СО СТРУКТУРОЙ ПРЕДПРИЯТИЯ, ОРГАНИЗАЦИЕЙ ТРУДА И УПРАВЛЕНИЕМ ПРОИЗВОДСТВОМ ПО ДОБЫЧЕ И ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ И ГАЗА
1.1 Организационная структура ЦДНГ
Цех добычи нефти и газа является основным подразделением нефтегазодобывающего управления. Главной его задачей является управление процессом добычи нефти и газа.

Цех по добычи нефти состоит из аппарата управления и бригад по добыче нефти и попутного газа, возглавляемых мастерами. Эти бригады обеспечивают работу нефтяных скважин, других производственных объектов в строгом соответствии с установленным технологическим режимом и правилами технической эксплуатации. Количество бригад устанавливается руководством в зависимости от объема работ.

В цехе добычи нефти и газа применяется линейно-функциональная структура управления.

Начальник цеха добычи нефти и газа:

• 
  обеспечивает выполнение плановых заданий по добыче нефти и газа; - руководит производственно-хозяйственной деятельностью;
  
• 
  обеспечение и организация работы эксплуатационных скважин и производственных объектов;
  
• 
  разработка мероприятий по улучшению использования фонда скважин;
  
• 
  обеспечение материально-техническими средствами;
  
• 
  осуществление организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства;
  
• 
  обеспечивает подбор, расстановку и рациональное использование ИТР и рабочих, повышение квалификации, проведение инструктажа;
  
• 
  обеспечивает выполнения требований правил безопасности и норм производственной санитарии, охраны окружающей среды;
  

Ведущий геолог:

• 
  составление и контроль технологических параметров работы скважин;
  
• 
  анализ состояния эксплуатационного фонда нефтяных скважин;
  
• 
  составление ГТМ;
  
• 
  обеспечение проведения промыслово-гидродинамических и геофизических параметров;
  
• 
  составление план-заказов на ПРС и КРС;
  
• 
  контроль за работой скважин из бурения и КРС;
  
• 
  учет добычи нефти и газа, закачки реагента в нагнетательные скважины.
  

Ведущий инженер-технолог:

• 
  составление организационно-технических мероприятий по повышению производительности скважин;
  
• 
  организация контроля за выполнением работ организационно-технических мероприятий;
  
• 
  бесперебойная работа системы проб и воды;
  
• 
  внедрение новой техники;
  
• 
  обустройство месторождения и нефтепромысловых объектов;
  
• 
  ведение документации.
  

Ведущий инженер по организации, эксплуатации и ремонту:

• 
  обеспечение правильной и безопасной эксплуатации оборудования;
  
• 
  разработка организационно-технических мероприятий по предупреждению аварий, пожаров, несчастных случаев и профессиональных заболеваний;
  
• 
  контроль за техническим состоянием, безопасностью эксплуатации, своевременностью и качеством ремонта. Принятие по устранению выявленных недостатков;
  
• 
  обеспечение правильного ведения технической документации на оборудование и приспособления.
  

Мастер по добыче нефти, газа и конденсата:

• 
  обеспечение выполнения производственного задания по добыче нефти и газа;
  
• 
  организация обслуживания скважин и других производственных объектов в соответствии с графиками и режимами;
  
• 
  контроль и прием скважин после работ и ремонта;
  
• 
  подготовка объектов к осенне-зимнему периоду;
  
• 
  разработка и осуществление ОГТМ;
  
• 
  проведение инструктажей по технике безопасности и производственной санитарии;
  
• 
  ведение первичной документации;
  

Бригада добычи нефти и газа:

• 
  обеспечение работы эксплуатационных скважин;
  
• 
  промыслово-гидродинамические исследования;
  
• 
  отбор проб;
  
• 
  осмотр, ревизия трубопроводов;
  
• 
  экономное расходование материалов, сохранность оборудования.
  

В ЦДНГ НГДУ «Федоровскнефть» применяется вахтовый метод. Работа вахтовым методом организуется по специальному режиму труда и отдыха, основанному на суммированном учете рабочего времени. Продолжительность учетного периода определяется в режимах рабочего времени НГДУ, графиках рабочего времени (сменности) работников и трудовых договорах, заключаемых с работниками. Работникам, привлекаемым к работам вахтовым методом, устанавливается суммированный учет рабочего времени с учетным периодом месяц, квартал или иным более длительным периодом, но не более чем один год. Учетный период охватывает все рабочее время, время в пути от места нахождения работодателя или от пункта сбора до места выполнения работы и обратно, а также время отдыха, приходящееся на данный календарный отрезок времени. При этом общая продолжительность рабочего времени за учетный период не должна превышать нормального числа рабочих часов, которое определяется исходя из установленной для данной категории работников еженедельной продолжительности рабочего времени.

Часы переработки рабочего времени в пределах графика работы на вахте, не кратные целому рабочему дню, могут накапливаться в течение календарного года и суммироваться до целых рабочих дней с последующим предоставлением дополнительных дней междувахтового отдыха. Для выполнения условий работы вахтовым методом (выработки работниками баланса рабочего времени, соблюдения требований организованной доставки и пр.) при составлении графиков рабочего времени (сменности) и графиков отпусков НГДУ используют нормы действующего трудового законодательства, предусматривающие возможность перенесения ежегодного оплачиваемого отпуска (его части) на следующий рабочий год, замены части отпуска денежной компенсацией, либо установления оптимальной продолжительности междувахтового отдыха.

1.2 Должностные обязанности оператора
В административном отношении оператор по добыче нефти и газа подчиняется начальнику цеха, в оперативном - мастеру по добыче нефти и газа. К работе оператором по добыче нефти и газа допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по соответствующей программе, сдавшие экзамен квалификационной комиссии.

В своей работе оператор должен руководствоваться действующими правилами и распоряжениями цеха, Трудовым Кодексом РФ, положениями рабочих инструкций. Рабочая инструкция разработана на основе «Единого тарифно-квалификационного справочника». Ознакомление с ней производится в обязательном порядке под роспись и под личную ответственность начальника цеха. Оператор должен выполнять только ту работу, которая соответствует его разряду.

Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда осуществляет следующие трудовые функции:

• 
  Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации.
  
• 
  Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа.
  
• 
  Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры.
  
• 
  Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.
  
• 
  Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий.
  
• 
  Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке.
  
• 
  Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.
  
• 
  Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования.
  
• 
  Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добыче нефти и газа более высокой квалификации.
  
• 
  Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.
  
• 
  В случае служебной необходимости оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда может привлекаться к выполнению обязанностей сверхурочно, в порядке, предусмотренном законодательством.
  

Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда имеет право:

• 
  Знакомиться с проектами решений руководства предприятия, касающимися его деятельности.
  
• 
  Вносить на рассмотрение руководства предложения по совершенствованию работы, связанной с обязанностями, предусмотренными настоящей должностной инструкцией.
  
• 
  Сообщать непосредственному руководителю обо всех выявленных в процессе исполнения своих должностных обязанностей недостатках в производственной деятельности предприятия (его структурных подразделений) и вносить предложения по их устранению.
  
• 
  Запрашивать лично или по поручению непосредственного руководителя от руководителей подразделений предприятия и специалистов информацию и документы, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей.
  
• 
  Привлекать специалистов всех (отдельных) структурных подразделений Компании к решению возложенных на него задач (если это предусмотрено положениями о структурных подразделениях, если нет – с разрешения руководителя Компании).
  
• 
  Требовать от руководства предприятия оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей и прав.
  

Ответственность и оценка деятельности

• 
  Оператор по добыче нефти и газа 4-го разряда несет административную, дисциплинарную и материальную (а в отдельных случаях, предусмотренных законодательством РФ, — и уголовную) ответственность за:
  
• 
  Невыполнение или ненадлежащее выполнение служебных указаний непосредственного руководителя.
  
• 
  Невыполнение или ненадлежащее выполнение своих трудовых функций и порученных ему задач.
  
• 
  Неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.
  
• 
  Недостоверную информацию о состоянии выполнения порученной ему работы.
  
• 
  Непринятие мер по пресечению выявленных нарушений правил техники безопасности, противопожарных и других правил, создающих угрозу деятельности предприятия и его работникам.
  
• 
  Не обеспечение соблюдения трудовой дисциплины.
  

Оценка работы оператора по добыче нефти и газа 4-го разряда осуществляется:

• 
  Непосредственным руководителем — регулярно, в процессе повседневного осуществления работником своих трудовых функций.
  
• 
  Аттестационной комиссией предприятия — периодически, но не реже 1 раза в два года на основании документированных итогов работы за оценочный период.
  
• 
  Основным критерием оценки работы оператора по добыче нефти и газа 4-го разряда является качество, полнота и своевременность выполнения им задач, предусмотренных настоящей инструкцией.
  

2 ОЗНАКОМЛЕНИЕ С ПЕРЕДОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ, ПРИМЕНЯЕМЫМИ НА ПРЕДПРИЯТИИ
2.1 Технологии ПНП
Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на четыре группы:

• 
  гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости;
  
• 
  физико-химические методы - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);
  
• 
  газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления, вытеснение сжиженными газами;
  
• 
  тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение.
  

Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкой нефтью, разрабатываемых с использованием заводнения к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкой нефтью - использование пара, внутрипластовое горение.

В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые - 40 и на газовые - 10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть.

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов

Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 — 80 сут.

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 — 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Метод перемены направления фильтрационных потоков. Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойных зонах. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р3). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Рз. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают: а) обводненность продукции не менее 80 — 85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна).

Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максимуму дебита нефти. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем в 2-4 раза. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов

Вытеснение нефти паром. На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами:

• 
  Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза).
  
• 
  Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.
  
• 
  Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.
  

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18-20%) и в меньшей степени - расширение и смачиваемость пласта.

Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя еe до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физических условиях. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300-310 °С нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды.

Внутрипластовое горение. Сущность процесса сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 5-25% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

Метод внутрипластового горения - один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и прогнозу возможной эффективности. Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свойства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти.

Влажное внутрипластовое горение. В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. Теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, что использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т. е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1-5)-103 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Газовые методы повышения нефтеотдачи пластов

Водогазовое воздействие. Значительно раньше, чем заводнение с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов на многих месторождениях использовали технологию нагнетания природного или нефтяного газа. При этом вначале газ нагнетали в пласты при давлениях, не обеспечивающих смесимость его с нефтью. До применения искусственного заводнения нефтяных залежей технологию вытеснения нефти газом считали экономически вполне оправданной, так как она позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5-10% по сравнению с режимом растворенного газа, а крутозалегающих на 15-20%.

Однако после широкого применения заводнения залежей с пологозалегающими пластами было однозначно установлено, что газ при не смешивающемся с нефтью вытеснении хуже как вытесняющий агент, чем вода, основная причина малой эффективности газа как вытесняющего агента — его малая вязкость (в 10—15 раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов по нефти и охвата пластов вытеснением.

Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов. Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин).

Добавка сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа с разной нефтью при сравнительно побольших пластовых давлениях (10-20 МПа). Однако, применение сжиженных газов ограничено их высокой стоимостью.

Закачка газа высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.

При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

Полимерное заводнение. Сущность метода заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Для этого в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Для промышленного применения требуется изготовление компактных, надежных и простых в работе установок для приготовления полимерных растворов и для соответствующей подготовки воды. Однако эта техническая проблема пока полностью не решена, особенно проблема подготовки воды.

Щелочное заводнение. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически вся природная нефть содержит в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочу и увеличивающие смачиваемость породы водой.

При контакте щелочных растворов с нефтью, особо активно взаимодействующей с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа "нефть в воде"', обладающие высокими нефтевытесняющими свойствами. Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что повышает коэффициент вытеснения нефти водой.

Заводнение с растворами ПАВ. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой и увеличивается краевой угол смачивания. Следовательно, натяжение смачивания уменьшается в 8-10 раз.

Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ заключается в большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Он ставит под сомнение их применение с целью повышения вытесняющей способности воды.

Сернокислотное заводнение. В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду.

Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти приводит к образованию сульфокислот в количестве 5 — 7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0, 5% -ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения.

Кроме того, при взаимодействии концентрированней серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота S количестве

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти (k⁄μ_н ) и воды (k⁄μ_в ), что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Важное условие технологии вытеснения нефти СО2 - его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО2 (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО2 большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Заводнение мицеллярными растворами. Успешное и широкое применение заводнения нефтяных месторождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи, по сравнению с режимами истощения, поставило очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных пластов. Остаточная нефть в заводненных пластах удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными силами. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие Капиллярных сил или снизив их настолько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создаваемых перепадом давления, и выравняв подвижности в различных слоях.

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Метод мицеллярно-полимерного заводнения основан на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой.

Проблемы, связанные с применением мицеллярно-полимерного заводнения, обусловлены главным образом недостаточной изученностью фундаментальных физико-химических основ, механизма пластовых процессов. Из всех известных методов мицеллярно-полимерное заводнение, обладая самым сложным механизмом процессов, является наименее изученным и испытанным в промышленных условиях.

Микробиологическое воздействие на пласт. Методы увеличения нефтеотдачи с применением микроорганизмов широко исследуются. Их привлекательность связана, в первую очередь, с простотой реализации, минимальной капиталоемкостью и безопасностью для окружающей среды.

В области увеличения нефтеотдачи биотехнологические процессы можно использовать в двух главных направлениях. Во-первых, это производство на поверхности реагентов для закачки в пласты по известным технологиям. К этому классу веществ относятся биополимеры, диоксид углерода, некоторые ПАВ, растворители, эмульгаторы и т.д. И, во-вторых, использование для улучшения условий нефтевытеснения продуктов микробиологической жизнедеятельности, получаемых непосредственно в нефтеносной толще. Рассмотрим подробнее второе направление.

Вибросейсмическое воздействие на пласт. Методы вибросейсмического воздействия на призабойные зоны скважин известны уже более 30 лет, широко распространены и положительно себя зарекомендовали. В свою очередь, идея такого воздействия на нефтеносные горизонты в целом возникла вследствие отмеченной специалистами взаимосвязи между землетрясениями и последующим увеличением дебитов скважин на месторождениях, расположенных вблизи их эпицентров. В последние годы благодаря созданию мощных источников вибрации и теоретической разработке основ процессов локализации и накопления энергии в предусмотренных точках стало возможным приступить к созданию технологий увеличения нефтеотдачи пластов, особенно истощенных в процессе разработки традиционными методами.