авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
-- [ Страница 1 ] --

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ухтинский государственный технический университет

(УГТУ)

Проблемы разработки и эксплуатации месторождений

высоковязких нефтей и битумов

Материалы межрегиональной научно-технической конференции

(12-13 ноября 2009 г.)

Ухта 2010 УДК 622.276 К 65 Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов [Текст]: материалы межрегиональной научно-технической конф.

(12 – 13 ноября 2009 г.) / под ред. Н. Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2010. – 235 с.: ил.

ISBN 978-5-88179-574-0 Тема конференции определена одной из актуальных проблем нефтяной отрас ли. В Ухте накоплен колоссальный опыт разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей, и задача университета сделать так, чтобы весь громадный ком плекс этих идей и технологий не только постоянно совершенствовался, но и приносил практическую пользу. Конференция – один из лучших способов сделать это. В работе форума принимали участие представители нефтегазовых вузов, научно исследовательских организаций, предприятий Москвы, Санкт-Петербурга, Уфы, Тю мени, Казани, Самары, Томска, Республики Узбекистан.

Редакционная коллегия: д.т.н., профессор Н. Д. Цхадая (гл. редактор);

д.т.н., профессор И. Н. Андронов (зам. гл. редактора);

д.т.н., профессор Н. В. Долгушин;

д.т.н., профессор Л. М. Рузин;

к.т.н. Р. В. Агиней;

к.т.н., профессор Е. Л. Полубоярцев;

к.т.н., доцент А. В. Сальников;

М. Н. Пикова (ответственный секретарь).

© Ухтинский государственный технический университет, ISBN 978-5-88179-574- СОДЕРЖАНИЕ ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ................................................................................................................ Приветственное слово ректора УГТУ, профессора Н. Д. Цхадая Комбинированные технологии разработки залежей высоковязких нефтей Рузин Л. М.................................................................................................................................. Комплекс инновационных технологий для совершенствования разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Урсегов С. О., Тараскин Е. Н.................................................................................................. Особенности и перспективы совместной разработки высоковязкой нефти и титановой руды на площадях их совместного залегания в границах Ярегского нефтетитанового месторождения Власенко В. B........................................................................................................................... Добыча высоковязких нефтей на месторождениях Сурхандарьинской области Республики Узбекистан Бекметов О. К., Рузиев Т. К.................................................................................................... Перспективы применения термошахтного способа на месторождениях тяжелой нефти Коноплев Ю. П., Гуляев В. Э., Цгоев К. Н............................................................................ Изучение геологического строения месторождений высоковязких нефтей методами сейсморазведки (на примере Лыаельского участка Ярегского месторождения) Недилюк Л. П., Алабушин А. А., Рочева А. В...................................................................... Особенности геологического строения и разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения Петухов А. В., Петухов А. А., Никитин М. Н.........................

.............................................. ГЕОЛОГИЯ, БУРЕНИЕ И РАЗРАБОТКА.................................................................................... Уточнение модели сложнопостроенного карбонатного резервуара Усинского нефтяного месторождения на основе оценки взаимовлияния скважин с использованием многофазных расходомеров Никитин М. Н., Петухов А. В., Колонских А. В................................................................... Некоторые возможности ультразвуковых технологий воздействия на пласт для повышения эффективности и снижения энергоёмкости добычи высоковязких нефтей и битумов Зыков В. А., Кошкур О. Н., Шарипов А. Ф........................................................................... О необходимости учета геологических факторов, снижающих природную защищенность подземных вод при освоении и добыче ВВН и ПБ Вафин Р. Ф................................................................................................................................ Особенности реперных границ месторождений аномально вязких нефтей Татарстана по данным ГИС и керна Вафин Р. Ф., Валеева Р. Д....................................................................................................... Эрозионные врезы как фактор перераспределения пластового давления на залежах ВВН и ПБ Ильин Н. Ю., Вафин Р. Ф., Петров М. А., Исламова Р. Р.................................................... Геологическое строение и особенности разработки залежей высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах башкирского яруса восточного борта Мелекесской впадины Петров М. А., Нургалиева Н. Г., Насибулин И. М., Кольчугин А. Н., Вафин Р. Ф., Ильин Н. Ю.......................................................................... Изучение закономерностей размещения тяжёлых, высоковязких и высокопарафинистых нефтей в пределах Тимано-Печорской провинции Смирнов А. Н., Русиновская Т. Н., Могутов А. С., Некрасов А. Н.................................... Некоторые особенности строения силурийских отложений юго-западной части Хорейверской впадины Терентьев С. Э., Богданов Б. П., Константинов А. А........................................................... Состояние и перспективы развития нефтеперерабатывающей промышленности Азербайджана Ахмедов Б. А............................................................................................................................ Разработка способов прогнозирования эффективности работы глубиннонасосного оборудования при эксплуатации месторождений высоковязких нефтей Рожкин М. Е............................................................................................................................. Интегрированный подход к изучению и моделированию трещиноватости карбонатных коллекторов пемо-карбоновой залежи Усинского месторождения Тараскин Е. Н......................................................................................................................... Новые технологии увеличения нефтеотдачи пластов, используемые на месторождениях Южной Моравии в Чешской республике Бриза К., Петухов А. В.......................................................................................................... Характеристика систем термошахтной разработки Ярегского месторождения Морозюк О. А......................................................................................................................... Исследование транспорта выбуренной породы в горизонтальном стволе скважины Акбулатов Т. О., Хабибуллин И. А., Хабибуллин В. А., Сайфетдинова Г. Ю................ Организация менеджмента по освоению Ярегского месторождения высоковязкой нефти (исторический аспект) Витович Б. А........................................................................................................................... Оценка взаимовлияния скважин на месторождениях аномально-вязких нефтей с использованием данных многофазной расходометрии Гладков П. Д., Рогачев М. К., Колонских А. В................................................................... Оценка и резервы повышения эффективности добычи высоковязкой нефти Павловская А. В..................................................................................................................... Исследование комплексного использования плазменно-импульсного и физико химического воздействий для интенсификации притока на месторождениях высоковязкой нефти Максютин А. В., Хусаинов Р. Р............................................................................................ Особенности структурных изменений битумов нефтегазоконденсатных месторождений.....





Кулакова О. А., Антипова К. А............................................................................................. Техника и технология строительства скважин для разработки месторождений природного битума.................................................................................................................... Зарипов Р. Р............................................................................................................................ Особенности механизма прогрева пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом при тепловом воздействии Рузин Л. М., Чупров И. Ф...................................................................................................... ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ПОДГОТОВКА И ТРАНСПОРТ НЕФТИ........................... Экономика и целесообразность повышения глубины переработки нефти Кримчеева Г. Г.1, Долбилина И. Е.2..................................................................................... Особенности транспорта и переработки высоковязкого нефтяного сырья......................... Кримчеева Г. Г....................................................................................................................... Влияние депрессорной присадки «ДепроВист-1» на реологические свойства нефтей ОАО «Северные МН»

Габов А. Г., Михалев Ю. П., Мишарин А. Е....................................................................... Развитие безреагентных методов изменения реологических свойств нефти Сальников А. В....................................................................................................................... Гипотезы механизма воздействия магнитного поля на процессы структурообразования в нефтяных системах Сальников А. В., Габов А. Г................................................................................................. Опыт применения нейтрализатора сероводорода и меркаптанов десульфон-снпх- Рахматуллина Г. М., Запеклая Г. Н., Володина Е. Л.

Насиленко Н. В., Шарафутдинова Ф. В., Насыбуллина А. Ш........................................... О возможности изменения свойств транспортируемой высоковязкой нефти с помощью физических полей Крапивский Е. И., Некучаев В. О., Козачок М. В............................................................... Неньютоновские жидкости: исследование реологических зависимостей нефтей северных месторождений Трапезников С. Ю., Колонских А. В.................................................................................... О программе идентификации характеристик насосных агрегатов для нефтей со сложными реологическими свойствами Федоров В. Т., Полубоярцев Е. Л......................................................................................... Транспортирование высоковязких и тяжелых нефтей по магистральным трубопроводам Александров В. И., Воронов В. А., Храбров А. П.............................................................. Об основном уравнении для выявления причин отклонения расчетных и фактических давлений установившихся режимов МН Федоров П. В.......................................................................................................................... О классификации и характеристиках причин изменения давления установившегося режима нефтепровода Федоров П. В.......................................................................................................................... Моделирование реологических свойств высокопарафинистой нефти Трапезников С. Ю., Маларев В. И., Николаев А. К............................................................ О расширении перечня параметров в карте режимов нефтепровода Федоров В. Т., Полубоярцев Е. Л., Федоров П. В............................................................... Об алгоритме автоматизации процесса выявления причин отклонений установившегося режима нефтепровода Федоров П. В.......................................................................................................................... МАТЕМАТИЧЕСКОЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.................................................................... Адаптация модели под эксперимент дифференциального разгазирования Барковская Н. И., Рожкин М. Е............................................................................................ Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических симуляторов Косицын Р. И.......................................................................................................................... АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ..................................................................................................... ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ Приветственное слово ректора УГТУ, профессора Н. Д. Цхадая Дорогие коллеги и друзья!

Я с удовольствием объявляю о начале работы межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» и сердечно приветствую ее участников и гостей в стенах Ухтинского государст венного технического университета!

Мы собираем этот научный форум в третий раз. И я хотел бы сразу с этой кафедры поставить точку в дискуссиях оргкомитета по поводу регулярности ее проведения. Конфе ренция будет ежегодной. Хотел бы пояснить причины моей ректорской настойчивости.

Уважаемые коллеги! То, что эпоха, в которую мы живем, является информационной, всем понятно. Но мы не всегда отдаем себе отчет в том, что глобальная информатизация – это не только новые возможности, это еще и новые тяготы, увы, совершенно неизбежные тя готы. Одна из них связана с тем, что мощный информационный поток не только постоянно обогащает общественное сознание, но еще и вытесняет из общественного сознания те идеи, которые были актуальны еще вчера, если только творцы и апологеты этих идей не позаботи лись об их информационном воспроизводстве сегодня.

Такое положение дел имеет к нам са мое непосредственное отношение. В России и, в частности, здесь, в Ухте, накоплен колос сальный опыт разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей. У нас соз даны эффективные технологии повышения нефтеотдачи пласта, технологии добычи, техно логии охраны труда и окружающей среды, наконец, технологии подготовки специальных кадров для этого производства. Но ведь для нас важно не только их дальнейшее совершенст вование, не только продуцирование новых научно-технических идей и разработок. Нам важ но, чтобы все это внедрялось и приносило практическую пользу. А для этого все это должно быть по достоинству оценено: органами государственной власти, руководством крупных компаний топливно-энергетического комплекса, ну и, конечно, всеми коллегами по цеху – учеными и инженерами- нефтяниками.

Обратим внимание: совсем недавно, неделю назад, в Венесуэле прошел третий Меж дународный конгресс по тяжелой нефти. По предварительным сообщениям об итогах меро приятия видно, что крупнейшие российские нефтегазовые компании готовы вести разработ ку месторождения тяжелой, то есть высоковязкой, нефти в бассейне реки Ориноко. Сегодня считается, что это крупнейшее в мире месторождение. Дорогие коллеги, по логике вещей, реализация каждого подобного мегапроекта российскими компаниями должна оборачиваться мощной интенсификацией развития российской же нефтяной науки и системы подготовки кадров. Но от научно-педагогической общественности в первую очередь зависит то, на сколько сильными будут импульсы в нашу сторону. Такова логика глобальной конкуренции:

мы должны убеждать, даже соотечественников, в преимуществе наших инноваций. Либо мы должны убедить власть в необходимости сильных протекционистских мер. Лучше то и дру гое. Но в любом случае, мы не можем позволить себе комплекс «лежачего камня».

Позволю себе пример положительной отдачи от настойчивой информационной рабо ты. Посмотрите, мы в университете разработали инновационную программу подготовки кад ров для освоения месторождений высоковязкой нефти. Ее ключевым компонентом стал про ект учебно-производственного полигона на уникальных Ярегских шахтах. Об этом было не мало написано и сказано, в том числе и на прошлых двух конференциях. И руководство ком пании «ЛУКОЙЛ» нас услышало. В сентябре этого года состоялся визит в УГТУ президента компании «ЛУКОЙЛ» Вагита Юсуфовича Алекперова. Внимательно ознакомившись с на шим проектом, он поручил соответствующим службам проработать вопрос и обещал, что в целом решение будет положительным. И уже есть предложения о конкретных механизмах и формах реализации инновационной программы. И я хотел бы сказать присутствующим в этом зале, что в продвижении этого проекта велика заслуга участников прошедших конфе ренций. И пользуясь случаем, хочу поблагодарить в вашем лице всех участников нашего ежегодного научного форума.

Конечно, основное содержание научных конференций всегда составляют научные доклады и их обсуждение. И понятно, что все участники ждут новых разработок. Даже от крытий. А они не совершаются часто. Но я надеюсь, мы будем расширять охват регионов участников. Я уверен, что быстро изменяющийся технологический, экономический, экологи ческий контекст нашей деятельности постоянно ставит массу новых задач по реинтерпрета ции уже сформулированных решений в новых ситуациях, по адаптации давно зарекомендо вавших себя технологий к новым условиям. И давайте не будем забывать о молодом поколе нии ученых, для которых подобные конференции часто становятся одним из важнейших эта пов вхождения в большую науку.

Поэтому я убежден, что ни мировой экономический кризис, ни даже карантин по гриппу не смогут воспрепятствовать успешному проведению нашей конференции. Я желаю всем полезного обсуждения докладов.

Дорогие друзья, а сейчас позвольте мне с глубокой благодарностью назвать имена тех инженеров, руководителей и работников, которые стояли у истоков термошахтного способа добычи высоковязкой нефти на Яреге, тех, кого мы с глубоким почтением называ ем ветеранами. Это – Г. В. Абраменко, В. М. Букреев, В. Г. Вертий, П. Г. Воронин, А. С. Гуменюк, Е. И. Гуров, Н. Ф. Зыков, В. Г. Исайкин, А. П. Канев, А. Н. Кушнер, Г..Г. Миллер, В. Н. Мишаков, Ю. Г. Неизвестных, А. И. Обрезков, И. А. Поледнев, В..П. Селяков, Ю. А. Спиридонов, В. С. Сукрушев, В. Г. Тихий, В. М. Тутаринов, В. Р. Черняков, Л. А. Щукин, Ю. С. Эткеев. И мне приятно, что некоторые из них присут ствуют в этом зале. Спасибо за внимание!

УДК 622.276. Комбинированные технологии разработки залежей высоковязких нефтей Рузин Л. М.

Ухта, Ухтинский государственный технический университет Мировые запасы ВВН и битумов оцениваются по последним данным в 810 млрд. т, что почти в 5 раз превышает остаточные извлекаемые запасы нефтей малой и средней вязко сти. Колоссальный потенциал этих ресурсов до настоящего времени используется недоста точно. И это во многом связано с аномальными свойствами ВВН, которые создают сложные проблемы на всех стадиях производства: при разработке пласта, эксплуатации скважин, транспорте нефти и её переработки. Наиболее эффективной технологией извлечения ВВН считаются тепловые методы, основными из которых являются ПЦО скважин, площадная за качка пара и внутрипластовое горение. В последнее время распространение получили также такие технологии, как термогравитационное дренирование пласта и холодная, нетермическая добыча нефти. В 2008 году число проектов по реализации тепловых методов в мире состав ляло 166, в т. ч. 60 – в США. В России, как известно, тепловые методы, причём в промыш ленном масштабе, применяются только в нашей республике на двух крупных месторождени ях – Ярегском и Усинском, где за счёт тепловых методов ежегодно добывается более 1 млн.т аномально вязкой нефти, а всего здесь добыто около 30 млн. т термической нефти. На этих месторождениях в разное время испытывались практически все известные технологии, мно гие из которых применяются в промышленном масштабе. Поэтому тот факт, что подобного рода конференции проводятся и должны проводиться в Ухте, вполне закономерен.

Накопленный нами опыт применения различных технологий в разных геолого промысловых условиях, с учётом мирового опыта, показал, что практически все варианты теплового воздействия на пласт имеют ограничения в применении. Так, например, на место рождениях с коллектором очень сложного строения, таких, как пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, при применении площадной закачки пара в чистом виде на уча стках обводнённых пластовой водой, без комбинации с другими видами воздействия на пласт, не удаётся получить приемлемые технико-экономические показатели из-за прежде временных прорывов пара по обводнённым аномально проницаемым зонам. На площадях Ярегского месторождения, ранее отработанных шахтным способом на естественном режиме, также неэффективно применение технологий, основанных на закачке в пласт пара высоких параметров (более 7-8 атм.), из-за неконтролируемых прорывов пара в старые скважины и горные выработки.

В настоящее время приоритетным направлением развития НТП в области освоения залежей высоковязких нефтей и битумов, безусловно, является создание и внедрение комби нированных технологий, учитывающих конкретную геолого-промысловую характеристику разрабатываемых объектов и расширяющих область применения различных вариантов теп лового воздействия.

Комбинированные технологии можно также назвать физико-химическими, т. к. они предполагают воздействие на пласт не только физическими полями (тепловыми или волно выми), но и химическими реагентами. В результате такого комбинированного воздействия, как правило, достигается синергетический эффект благодаря тому, что разные виды воздей ствий усиливают действие друг друга. В основе большинства таких технологий при разра ботке залежей высоковязких нефтей лежит тепловое воздействие на пласт. В настоящее вре мя нет общепринятой классификации комбинированных технологий, применяемых при раз работке залежей высоковязких нефтей. Ниже предлагается такая классификация, которую следует считать только первым приближением:

I. Термохимические технологии:

А) Комбинация теплового воздействия с закачкой в пласт химреагентов с поверхно сти (термополимерное, термощелочное и т. д.) Б) Комбинация теплового воздействия с внутрипластовой генерацией высокоэффек тивных вытесняющих или повышающих охват пласта агентов.

II. Комбинация теплового воздействия с закачкой в пласт растворителей.

III. Термоволновые технологии, основанные на сочетании тепловых и волновых полей.

IV. Термогазовые технологии, включающие совместную закачку в пласт теплоноси телей и газа.

Известны также термогазовые технологии, основанные на внутрипластовой генерации газа за счёт низкотемпературного окисления нефти, не предполагающие закачку в пласт теп лоносителя. Эти технологии могут применяться на залежах лёгкой нефти, имеющих началь ную пластовую температуру более 70 С.

Следует также отметить, что при закачке в пласт теплоносителя высоких параметров (свыше 200-250 C ) и, тем более, при внутрипластовом горении практически всегда осуще ствляется комбинированное воздействие на пласт не только теплом, а также газами и хими ческими веществами, образующимися в результате разложения нефти и породы.

В одном докладе невозможно подробно охарактеризовать все перечисленные техно логии. Остановлюсь только на наиболее интересных технологиях, которые прошли экспери ментальную проверку на наших месторождениях.

1. Термохимические технологии Технологии, основанные на сочетании теплового воздействия с закачкой в пласт хим реагентов с поверхности, улучшающих соотношение вязкостей или повышающих смачивае мость пласта теплоносителем, такие, как термополимерные и термощелочные. широко осве щены в литературе.

Поэтому в докладе рассмотрены лишь новые технологии, основанные на внутрипла стовой генерации эффективных вытесняющих и повышающих охват пласта агентов.

К таким технологиям относится закачка в прогретый пласт азотсодержащих соедине ний, которые используются в аграрном комплексе, являются продуктами крупнотоннажного производства, имеют невысокую стоимость, пожаробезопасны и малотоксичны. При повы шенных температурах (порядка 70-150 C) они разлагаются с выделением газов (СО2, N2 ) и щелочных растворов, положительно влияющих на процесс нефтеизвлечения. С целью оцен ки эффективности применения азотсодержащих химреагентов (АС) для воздействия на пла сты Ярегского и пермо-карбоновой залежи Усинского месторождений и выбора, наиболее эффективных из них, были проведены экспериментальные исследования на специальной ла бораторной установке.

Рассмотренные в исследованиях АС обладают широким спектром свойств и поэтому по-разному воздействуют на пластовую систему.

Из большой группы АС широко известны только исследования эффективности при менения карбамида. В то же время другие АС, обладающие новыми свойствами, представ ляют также значительный интерес, так как некоторые из них, например, углеаммонийные соли и др. могут разлагаться при значительно меньших температурах, чем карбамид.

Характеристика азотсодержащих соединений, используемых в экспериментах, приве дена в таблице 1.

Таблица Температура Генерируемые № Наименование Формула разложения, химреагенты °С 1 Карбамид CO(NH2)2 100-150 CO2, NH 2 Углеаммонийные соли (смесь различных карбо- (NH4)2CO3+NH4HCO3 70 CO натов аммония) 3 Углеаммикаты (раствор карбамида и карбоната CO(NH2)2+NH4HCO3 70-150 CO2, NH аммония в аммиачной во де) 4 Нитрит аммония NH4NO2 70 NH3, NO 5 Нитрит натрия NaNO2 100 N В результате разложения, например, карбамида перед фронтом закачиваемого тепло носителя в пласте перемещаются оторочки углекислого газа и гидроокиси аммония. При этом происходит комбинированное воздействие на пласт теплом, углекислым газом и ще лочным раствором гидроокиси аммония. При разложении 1 т карбамида выделяется 746,6 м аммиака и 373,3 м3 углекислого газа. Выделяющиеся аммиак и углекислый газ одновременно выполняют роль трассирующих веществ, что позволяет контролировать характер распро странения в пласте закачиваемых агентов.

Одним из механизмов, способствующих повышению нефтеотдачи при закачке прак тически всех азотсодержащих соединений в пласт, подвергнутый тепловому воздействию, является образование в пласте диоксида углерода, который характеризуется следующими свойствами:

- хорошо растворяется в нефти и уменьшает ее вязкость;

при растворении СО2 в неф ти ее объем увеличивается и, следовательно, повышается коэффициент вытеснения нефти;

- при растворении СО2 в пластовой воде повышается ее вязкость;

- снижается межфазное натяжение на границе нефть-вода и улучшается смачивае мость породы водой, что также способствует росту коэффициента вытеснения.

Попутно следует отметить, что закачка в пласт СО2 в настоящее время одна из наибо лее распространённых в мире технологий повышения нефтеотдачи в основном залежей лёг кой нефти. Количество проектов по закачке СО2 в мире в 2008 году составило 124, в т.ч. в США.

При разложении АС, кроме СО2, образуются также щелочные растворы, повышаю щие эффективность вытеснения нефти.

Использование нитрита натрия, разлагающегося с выделением азота, плохо раствори мого в жидкости, позволяет создать в пласте стабильную газовую фазу и повысить эффек тивность вытеснения нефти, а также ускорить продвижение вытесняющего агента по пласту, что особенно важно при разработке залежей, содержащих аномально вязкую нефть для уста новления взаимодействия между скважинами.

Задачами лабораторных исследований было определение влияния концентрации азот содержащих соединений на коэффициент нефтеизвлечения, выбор наиболее эффективного реагента, оценка оптимальных параметров ведения процесса.

Применяемая в опытах нефть Ярегского месторождения имеет вязкость - 12000 Па·с, Усинская нефть характеризуется вязкостью 710 Пас. Механизм комбинированного воздей ствия начинает действовать при разложении большинства азотсодержащих реагентов в пла стовых условиях при температуре свыше 100оС.

Однако интерес также представляет изучение эффективности вытеснения нефти при более низких температурах пласта (ниже температуры разложения АС). В связи с этим нами рассматривалось гидродинамическое вытеснение нефти на модели пласта при температурах 20-100оС. Нефть из образцов керна вытеснялась первоначально водой до полного обводне ния, а затем проводилось довытеснение нефти растворами азотсодержащих реагентов при тех же температурах. При довытеснении остаточной нефти из образцов Ярегского месторож дения азотсодержащими реагентами при 20C эффект не был получен. В то же время, довы теснение остаточной нефти растворами химреагентов при температуре 70C позволило по высить коэффициент вытеснения на 15-20 пунктов.

На основании лабораторных исследований можно рекомендовать для довытеснения нефти из прогретого пласта Ярегского месторождения на поздней стадии теплового воз действия использование растворов нитрита натрия или углеаммонийной соли концентраци ей до 2%.

Результаты исследований процесса гидродинамического вытеснения нефти показали, что применение растворов углеаммиакатов на пермо-карбоновой залежи Усинского место рождения при холодном заводнении (при температуре 25оС) позволяет повысить коэффици ент вытеснения нефти на 10-15 пунктов. В связи с этим можно рекомендовать закачку 1%-го раствора углеаммиакатов (либо карбамида) на участках залежи, разрабатываемых на естест венном упруговодонапорном режиме.

Повышение нефтеотдачи при температурах более низких, чем температура разложе ния химреагентов, связано со снижением поверхностного натяжения, за счет чего значитель но улучшается процесс вытеснения высоковязкой нефти и повышается охват пласта вытес нением.

На рисунке 1 приведены кривые вытеснения нефти при 25оС растворами карбамида концентрацией 0,5 и 10% на модели карбонатной породы Усинского месторождения прони цаемостью 5 мкм2 (кривые Б и В).

После окончания опыта температура в модели повышалась до 150оС и определялась эффективность вытеснения нефти образовавшимся при разложении карбамида газом. Таким образом, имитировалась обработка призабойных зон пласта теплоносителем и карбамидом.

На этом же рисунке приведены результаты опыта, в котором на первом этапе нефть вытесня лась раствором карбамида 5%-ой концентрации при температуре 100оС, а после окончания процесса вытеснения температура в модели повышалась до 200оС, и происходило вытесне ние нефти генерируемым в результате разложения карбамида газом (кривая А).

Из рисунка видно, что при температуре 25оС увеличение концентрации реагента с 0, до 10% не дает заметного эффекта.(кривые Б и В).

При температуре разложения карбамида (150оС) увеличение концентрации реагента с 0,5 до 10% приводит к резкому росту нефтеотдачи - с 40 до 61%. Анализ газа, добываемого из модели при 150оС, показал, что он в основном представлен диоксидом углерода. При кон центрации карбамида 5% (кривая А) достигается почти такая же нефтеотдача, как при кон центрации 10%, но при большей температуре (200оС). Если в первом опыте удельный расход химреагента составил 0,94 т/т, то во втором - 0,23 т/т.

Рисунок 1. Вытеснение нефти растворами карбамида Полученные результаты дают основание рекомендовать применение карбамида при пароциклических обработках скважин и площадной закачке пара. Вводить в скважину реа гент следует после предварительного прогрева призабойной зоны пласта до 150-200оС.

Установлено, что после ввода оторочки карбамида с последующей закачкой теплоно сителя наблюдается существенный рост давления на входе в модель и появление на выходе стойкой и вязкой водонефтяной эмульсии. Образование эмульсии происходит в результате взаимодействия гидроокиси аммония с нафтеновыми кислотами нефти с образованием ам мониевых солей нафтеновых кислот, которые являются сильными эмульгаторами. Благодаря этому фактору закачка в неоднородный пласт карбамида будет способствовать не только по вышению коэффициента вытеснения, но и увеличению охвата пласта процессом вытеснения.

Ранее отмечалось, что температура разложения углеаммонийной соли составляет свыше 70оС, т. е. при закачке в пласт раствора углеаммонийной соли можно ожидать такой же эффект, но при значительно меньших температурах, чем в случае применения карбамида.

Это позволяет рекомендовать закачку этого реагента в залежи лёгкой нефти с пласто вой температурой свыше 70оС для реализации водогазового воздействия.

С целью повышения эффективности вытеснения нефти паром на участке ОПУ 1Лыаёльской площади Ярегского месторождения был проведен эксперимент по закачке в пласт раствора карбамида (рисунок 2). В нагнетательную скважину № 26 после закачки пара было закачано 5 т карбамида, растворенного в 8 м3 воды. В результате термического разло жения карбамида выделилось 1900 м3 СО2 и 3700 м3 аммиака. Степень гидродинамической связи между нагнетательной скважиной № 26 и окружающими добывающими скважинами была установлена по времени обнаружения аммиака в добывающих скважинах, удаленных от нагнетательной на расстояние 50 м. В продукции скважин как до начала эксперимента, так и в процессе его проведения, определялось содержание СО2 (в газовой фазе). По результатам анализов отобранных проб газа было зафиксировано резкое увеличение содержания СО2 в реагирующих скважинах с 5,5 до 90%. Следует отметить, что наибольший эффект от закачки карбамида был получен по добывающим скважинам, которые не имеют ярко выраженной гидродинамической связи с нагнетательными скважинами. Это обусловлено разложением карбамида с образованием газа в зонах высокой проницаемости, по которым первоначально происходит фильтрация раствора карбамида. В результате этого образуется газонефтяная эмульсия пониженной подвижности, что приводит к частичной закупорке зон высокой про ницаемости и перераспределению закачиваемого пара в направлении нереагирующих добы вающих скважин с вовлечением в разработку ранее неохваченных зон пласта.

Рисунок 2. Результаты закачки карбамида в скважину №26 (Ярега, Лыаёль) В результате закачки карбамида в скв. № 26 возросла добыча нефти по всем скважи нам элемента.

В целом результаты промысловых испытаний подтвердили эффективность примене ния азотсодержащих соединений при площадной закачке пара с целью ускорения реакции скважин на закачку пара, увеличения темпов отбора нефти и повышения охвата залежи про цессом теплового воздействия.

На ранней стадии теплового воздействия на пласт для ускорения реакции скважин на площадную закачку пара наиболее целесообразна комплексная закачка в нагнетательные скважины растворов карбамида и нитрата натрия. На поздней стадии процесса целесообраз но периодически закачивать в нагнетательные скважины раствор карбамида, углеаммиакатов или углеаммонийной соли концентрацией 5-10 %. Общий расход химреагентов на одну об работку нагнетательной скважины -5-10 т.

На основании лабораторных и промысловых исследований по применению азотсо держащих соединений для воздействия на залежи высоковязкой нефти Ярегского и Усинско го месторождений сделаны следующие выводы:

1. При температурах ниже температуры разложения азотсодержащих соединений в качестве вытесняющего агента целесообразно применять:

- для условий Ярегского месторождения растворы нитрита натрия или углеаммоний ных солей концентрацией до 2 % при температуре пласта 70оС и выше. Применение термо химического воздействия на пласт позволяет на 10-15 пунктов повысить коэффициент вы теснения нефти по сравнению с водой той же температуры;

- для условий Усинского месторождения растворы углеаммиакатов концентрацией 1- % при температурах 25оС позволяют на 10-20 пунктов повысить коэффициент вытеснения нефти по сравнению с водой.

2. Добавка азотсодержащих химреагентов в закачиваемый теплоноситель при темпе ратурах более 150оС приводит к их разложению с образованием углекислого газа и щелочи, что способствует существенному росту нефтеотдачи пласта, ускорению продвижения вытес няющего агента к добывающим скважинам.

3. Для повышения эффективности пароциклических обработок скважин рекомендует ся до или после ПЦО закачивать в призабойную зону пласта 10%-ый раствор карбамида или других азотсодержащих растворов.

Для увеличения охвата пласта заводнением или паротепловым воздействием в Инсти туте химии нефти СО РАН в последние годы созданы новые технологии увеличения нефте отдачи с применением термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих сис тем, генерирующих гели непосредственно в пласте. Предложены термоторопные гелеобра зующие системы с различным временем гелеобразования – от нескольких минут до несколь ких суток – в интервале температур 30 320 0С. Основным компонентом этих систем также являются азотсодержащие соединения. В поверхностных условиях композиции являются ма ловязкими водными растворами. Гелеобразование происходит в пластовых условиях при по вышенных температурах закачиваемого теплоносителя. В ИХН СО РАН и в своё время в Пе чорнипинефть были исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрацион ных свойства гелей.

За счет тепловой энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с об разованием аммиака и углекислого газа, что приводит к постепенному повышению рН рас твора, в результате чего через определенное время во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель гидроксида алюминия. Время образования геля зависит от темпе ратуры пласта и соотношения компонентов гелеобразующей системы. В результате образо вания геля происходит перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приемистости паронагнетательных скважин, снижение обводненности продукции добываю щих скважин, при этом проницаемость породы пласта по воде снижается в 435 раз. Присут ствие ПАВ в гелеобразующем растворе усиливает смачивание породы нефтяного коллекто ра, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора.

В 2000 году ИХН СО РАН совместно с ОАО «АУРАТ» организовано производство твердой товарной формы композиции ГАЛКА-термогель: ГАЛКА-термогель-С для темпера тур в пласте 70-320 оС. Основными отличительными особенностями композиций ГАЛКА термогель являются: регулируемая температура гелеобразования, гомогенность и низкая вяз кость водных растворов, низкие температуры застывания растворов, твердая товарная форма.

Это позволяет применять композиции в широком интервале температур (от 20 до 320 оС), в том числе, и при паротепловом воздействии на пласт;

делает их пригодными для применения в низкопроницаемых коллекторах;

дает возможность производить закачку композиций в скважину путем дозирования непосредственно в водовод, без предварительного растворения;

делает технологию применимой в зимних условиях В настоящее время эти композиции в промышленном масштабе применяются на уча стках паротеплового воздействия на пласт на Усинском месторождении.

На участках месторождения, где применяется площадная закачка пара, в нагнетатель ные скважины для увеличения нефтеотдачи пласта осуществляется периодическая закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА и нефтевытесняющей композиции НИНКА, также раз работанной в Томске. Для повышения эффективности ПЦО обводнённых скважин в них для снижения обводнённости закачивается композиция ГАЛКА. Только в 2008 году эта компо зиция использовалась для обработки 15 скважин.

2. Сочетание паротеплового воздействия с закачкой пенообразующих составов В мировой практике широко применяется добавка в пар пенообразующих ПАВ с це лью регулирования процесса и увеличения охвата пласта за счёт образования так называемо го пенного пара.

С целью выравнивания теплового фронта путем временной блокировки зон прорыва пара на опытном участке ОПУ-1 Лыаёльской площади Ярегского месторождения был прове ден эксперимент по закачке в скв. № 45 пенной системы, подобранной в процессе лабора торных исследований (рисунок 3).

Рисунок 3. Результаты закачки пенной системы в скважину № 45 (Ярега, Лыаёль) Соотношение компонентов пенной системы: таллового мыла - 6 %, метасиликата на трия - 3 %, бишофита - 1,5 %. В скв. № 45 было закачано 1500 л таллового мыла, состоящего из 300 л таллового масла (побочного продукта переработки Сыктывкарского ЛПК), 30 кг технической соды и 1170 л воды, 800 кг метасиликата натрия (продукта переработки титано вой руды на Яреге) и 300 кг бишофита. Следует отметить, что для приготовления пенной системы в основном использовались продукты местного производства. Закачка пенной сис темы была произведена агрегатом ЦА-320М в 7 приемов. Начиная со второй порции, одно временно с закачкой раствора в скважину подавался сжатый воздух с расходом около м3/мин. В процессе закачки пенной системы давление на устье скважины возросло с 0,5-1, до 2,5-5,0 МПа. Это свидетельствует о том, что приемистость скважины в результате блоки ровки зон высокой проницаемости уменьшилась примерно в 3 раза. После закачки пенной системы скважину ввели под закачку пара с давлением нагнетания 3,0 МПа.

Показатели разработки элемента 45 приведены на рисунке, из которого видно, что, несмотря на повышенное давление нагнетания, в течение первых двух месяцев увеличение добычи нефти не отмечено. Лишь спустя три месяца начался резкий рост добычи нефти, ко гда в результате пеноблокировки произошло благоприятное перераспределение фильтраци онных потоков в пласте. Впервые была зафиксирована реакция трёх добывающих скважин, которые ранее не реагировали. В результате закачки пенной системы добыча нефти по эле менту 45 возросла в 3-4 раза. Через 4 месяца после пеноблокировки добыча нефти по эле менту начала снижаться. Можно предполагать, что к этому времени пенный состав оконча тельно разрушился. Дополнительная добыча нефти составила 155 т.

Таким образом, на основании проведенных экспериментальных работ по временной пеноблокировке высокопроницаемых зон пласта по скв. № 45, можно сделать следующие выводы:

1. Регулирование процесса теплового воздействия путем пеноблокировки выработан ных зон пласта пенными системами приводит к временному эффекту, который продолжается до 3-4 месяцев. В дальнейшем роза фильтрационных потоков восстанавливается и для вы равнивания теплового фронта необходима повторная закачка пенной системы.

2. Для регулирования процесса целесообразно использовать более стабильные (на пример, гелеобразующие) изолирующие составы.

3. Исследования эффективности вытеснения высоковязкой нефти растворителями Для оценки эффективности использования растворителей для вытеснения ВВН Усин ского месторождения нами были проведены специальные экспериментальные исследования.

При реализации метода вытеснения нефти растворителями в пласт обычно закачивается ото рочка растворителя определенных размеров, которая смешивается с нефтью. Затем эта ото рочка перемещается по пласту каким-либо рабочим агентом, водой, газом или их смесью. По мере перемещения по пласту оторочка «чистого» растворителя будет сокращаться в размерах за счет смешения с нефтью на передней границе и вследствие неполного вытеснения ее про талкивающим агентом. Поэтому существует некоторый оптимальный размер оторочки, по зволяющий с наименьшими затратами растворителя получить наибольшую нефтеотдачу.

Цель лабораторных исследований - определить оптимальный размер оторочки рас творителя для условий Усинского месторождения. При этом учитывалось, что особенностью пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является наличие под ней девонской залежи легкой нефти, большая часть которой в плане совпадает с пермо-карбоновой зале жью. Поэтому одним из вариантов разработки пермо-карбоновой залежи высоковязкой неф ти может быть перепуск в эту залежь девонской нефти через специальные перепускные скважины. Расчеты показывают, что в этом случае температура легкой нефти на уровне пер мо-карбоновой залежи составит около 40оС. Учитывая это, исследования проводились при двух значениях температур - 25оС (начальная пластовая температура) и 40оС.

На рисунке 4 приведены зависимости коэффициента нефтеотдачи от размера отороч ки растворителя для температуры 25 и 40оС. Из рисунка видно, что при начальной темпера туре пласта (кривая I) оптимальный размер оторочки равен 0,2 порового объема пласта. При оптимальном размере оторочки нефтеотдача достигает 57,4 %, что в 1,7 раза больше, чем при гидродинамическом вытеснении нефти одной водой той же температуры. При температуре 40оС максимального значения (77 %) нефтеотдача достигает при размере оторочки легкой нефти 0,5 порового объема пласта.

Таким образом, был установлен оптимальный размер оторочки растворителя, превы шение которого приводит к преждевременному прорыву растворителя на выходе из модели.

В результате этого в пласте создаются каналы с пониженным фильтрационным сопротивле нием, по которым в дальнейшем фильтруется вытесняющий агент. Это приводит к снижению охвата и нефтеотдачи пласта. Увеличение оптимального размера оторочки при увеличении температуры обусловлено тем, что с повышением температуры пласта снижается соотноше ние вязкостей нефти и растворителя. В результате повышается охват пласта.

Таким образом, проведенные исследования показали, что метод вытеснения высоко вязкой нефти пермо-карбоновой залежи оторочками перепускаемой девонской нефти этого же месторождения, перемещаемыми водой, следует рассматривать как один из перспектив ных методов увеличения нефтеотдачи.

В то же время, следует отметить, что одним из факторов, осложняющим применение растворителей в условиях неоднородных пластов, содержащих высоковязкую нефть, являет ся языкообразование, которое приведет к низкому охвату пласта вытеснением. Однако при тщательном контроле за продвижением легкой нефти, своевременном регулировании фронта вытеснения и применении циклического режима нагнетания можно добиться значительного увеличения охвата пласта процессом Проведенные исследования показывают, что при фильтрации растворителя по трещи нам, в результате диффузионного обмена, высоковязкая нефть в блоках может быть частично замещена на менее вязкую углеводородную жидкость, извлечь которую значительно проще.

Рисунок 4. Зависимость нефтеотдачи от размеров оторочки растворителя Для оценки эффективности обработки призабойных зон пласта растворителями были проведены экспериментальные исследования на насыпной модели пласта, которая набива лась карбонатной породой и затем заполнялась пластовой нефтью Усинского месторождения из пробоотборника при противодавлении на выходе из модели - 10 МПа. Затем в модель пла ста закачивались различные объемы конденсата. После этого по истечении некоторого вре мени (выдержки) с целью диффузионного обмена осуществляли отбор нефти на режиме ис тощения с той стороны модели, куда закачивался конденсат. Исследования проводили при температуре 25оС, соответствующей начальной температуре пласта. Сопоставление кривых истощения пласта без обработки конденсатом (базовый опыт) и после обработки различны ми объемами конденсата показывает, что почти во всем интервале снижения пластового дав ления нефтеотдача пласта после обработки конденсатом на 3-6 % меньше, чем в базовом опыте. Это объясняется тем, что при закачке конденсата в залежь высоковязкой нефти улуч шаются условия дегазации высоковязкой нефти. При этом возрастает фазовая проницаемость для газа и его энергия используется менее эффективно. В то же время, сопоставляя темпы истощения пласта в различных опытах, можно сделать вывод, что при обработке конденса том в 1,5-2 раза возрастают темпы отбора нефти за счет снижения фильтрационных сопро тивлений пласта.

Если же учесть значительное снижение гидравлических сопротивлений в добываю щих скважинах и выкидных линиях, то эффект может быть еще больше.

Известно, что при вытеснении высоковязкой нефти паром механизм смешивающегося вытеснения проявляется крайне слабо. Для повышения роли этого механизма перед нагнета нием или в процессе нагнетания пара в пласт вводят некоторое количество растворителя. С учетом экономических критериев рекомендуемый размер оторочки растворителя, предшест вующий закачке в пласт пара, - 0,05-0,1 от порового объема пласта.

С июня 1980 года по декабрь 1981 года был проведен опыт по созданию оторочки растворителя в нагнетательной скважине 1504 участка ПТВ-1 Усинского месторождения. В качестве растворителя использовалась легкая девонская нефть того же месторождения, имеющая плотность 0,843 г/см3, вязкость – 15 мПас и газосодержание – 10 м3/т.

Интересно, что увеличение дебитов реагирующих скважин 1015 и 1016 произошло почти одновременно с появлением в их продукции легкой нефти. Это свидетельствует об от сутствии эффекта поршневого вытеснения из-за неустойчивости фронта и прорывов легкой нефти, обусловленных неоднородностью карбонатного коллектора и большим соотношени ем вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов.

Спустя 5-6 месяцев после начала закачки лёгкой нефти дебиты некоторых скважин по нефти увеличились до 200-300 т/сут при содержании легкой нефти в добываемой продукции 15-20 %. До начала реакции дебиты скважин составляли всего 5-10 т в сутки. Таким образом, было установлено, что при увеличении в добываемой продукции доли легкой нефти до 15 20 % дебиты скважин возрастают в среднем в 15-16 раз.

Анализ динамики закачки легкой нефти показал, что с ростом уровня закачки свыше 200 т/сут ее объем превышает прирост добычи нефти по реагирующим скважинам. При сни жении уровня закачки до 200 т/сут наблюдалась обратная картина: прирост добычи нефти по реагирующим скважинам превышал объем закачки легкой нефти. Опыт показал, что для уменьшения утечек легкой нефти за пределы разрабатываемой площади закачку следует вес ти оптимальным темпом – 150-200 т/сут.


С целью выравнивания фронта продвижения легкой нефти в январе 1981 года был прекращен отбор нефти из реагирующих скважин. Кроме того, с февраля 1981 года перешли к циклической закачке легкой нефти в скважину 1504, которую вели до конца 1981 года. По сле закачки 100 тыс. т легкой нефти был осуществлен переход к закачке в пласт горячей во ды с температурой 250-300оС.

В результате комбинированного воздействия на пласт удалось почти вдвое увеличить нефтеотдачу в северной части ПТВ-1, где закачивалась лёгкая нефть, по сравнению с южной частью участка, где закачивалась одна горячая вода. На основании проведенных исследова ний сделаны следующие выводы:

1. Закачка в пермо-карбоновую залежь Усинского месторождения оторочек раствори теля, перемещаемых водой различной температуры, позволяет значительно повысить нефте отдачу пласта по сравнению с холодным заводнением.

2. Обработка скважин растворителями не приводит к росту нефтеотдачи, но позволяет повысить темп отбора нефти из залежи.

3. Закачка оторочки растворителя перед закачкой в пласт теплоносителей способству ет значительному увеличению нефтеотдачи и темпов отбора нефти.

4. Закачка растворителя в пласт может использоваться как метод регулирования про цесса теплового воздействия, который рекомендуется применять для обработки нереаги рующих добывающих скважин и нагнетательных скважин с низкой приемистостью с целью снижения фильтрационных сопротивлений призабойных зон.

Необходимо отметить, что наиболее целесообразно производить закачку растворите лей и растворов химреагентов в виде оторочек, перемещаемых водой.

4. Термоволновые технологии В последнее время резко возрос интерес к применению различных волновых техноло гий. Установлено, что процесс передачи тепла значительно интенсифицируется, если со вместить тепловую обработку пласта с волновой, например, ультразвуковой. Учитывая, что основную роль в прогреве Ярегского пласта играет теплопроводный прогрев через систему тектонических нарушений, среднее расстояние между которыми составляет 20 м, нами рас считана скорость прогрева пласта при одновременном воздействии на пласт теплом и ульт развуком. Из рисунка 5, где приведено сопоставление температурных кривых для двух вари антов прогрева (без и с ультразвуком) видно, что при комбинированном воздействии пласт может быть прогрет до 70 С значительно быстрее, чем только при тепловом.

Воздействие на пласт акустическими полями может также способствовать увеличе нию темпов отбора нефти за счёт интенсификации режимов растворённого газа, капиллярной пропитки и гравитационной сегрегации газа и нефти.

Рисунок 5. Сравнение скорости прогрева при тепловом и термоакустическом воздействии 5. Сочетание теплового воздействия с закачкой в пласт газа В мировой практике используются также методы, сочетающие закачку в пласт тепло носителей и газа. Эффективность этой технологии зависит от состава газа. Если к теплоноси телю добавляется газ, хорошо растворяющейся в нефти (например СО2), то эффект будет связан со снижением вязкости и увеличением объёма нефти. Если используются плохо рас творимые в нефти газы (азот, продукты сгорания топлива и др.), то эффект будет связан с физическим вытеснением нефти, а также пара в зону горячей воды. Это в конечном итоге приводит к интенсификации прогрева пласта. При этом температурная зона становится более протяжённой, чем при закачке одного пара. Экспериментальные исследования подтвердили, что динамика вытеснения нефти при комбинированном воздействии существенно лучше, чем при вытеснении одним паром.

Нами рассматривался вариант парогазотермического воздействия на пласт Усинского месторождения, предполагающий утилизацию дымовых газов и закачку их в пласт совмест но с паром, что позволяет одновременно решить две проблемы: повышения нефтеотдачи и уменьшить загрязнение атмосферы токсичными газами. Для эффективного смешения пара и газов нами был разработан щелевой струйный компрессор, в котором рабочей средой явля ется теплоноситель, а инжектируемой – дымовые газы. К сожалению, опытные работы по испытанию этого аппарата не были доведены до конца.

В заключении хотелось бы отметить, что, учитывая перспективность применения комбинированных технологий для разработки залежей ВВН, необходимо расширить мас штабы лабораторных и промысловых работ по их испытанию и освоению и, прежде всего, на месторождениях республики Коми, где создана мощная инфраструктура теплового воздейст вия на пласты.

УДК: 622.276. Комплекс инновационных технологий для совершенствования разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения Урсегов С. О., Тараскин Е. Н.

Ухта, ООО «ПечорНИПИнефть»

Проблема разработки самой крупной по величине начальных геологических запасов нефти в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции пермо-карбоновой залежи Усинско го месторождения (733 млн. т), которая эксплуатируется с 1977 г., остается вызовом совре менной нефтяной инженерии. Поскольку до настоящего времени не удалось промышленно освоить эффективные технологии добычи высоковязкой нефти, адекватные сверхсложным геолого-физическим особенностям залежи.

В 2007 – 2008 гг. были проведены опытно-промышленные работы по испытанию но вых технологий:

комбинированная площадная и циклическая закачка пара и химических реагентов;

пароциклические обработки вертикальных скважин с радиальными отводами;

чередующаяся закачка пластовой воды и высоковязкой нефти.

Упомянутые технологии на основании полученных результатов можно рассматривать в качестве прорывных мероприятий по совершенствованию разработки залежи.

Залежь представлена трещинно-порово-кавернозным карбонатным коллектором и ха рактеризуется следующими особенностями, осложняющими ее разработку:

высокая зональная неоднородность – в объеме залежи выделены несколько типов геологических разрезов, дополнительно строение залежи осложнено биогермными построй ками и зонами карстообразования;

слоистая неоднородность – в высокорасчленном разрезе залежи выделено 13 про дуктивных пачек, которые объединены в 3 эксплуатационных объекта (нижний, средний и верхний);

фильтрационная неоднородность обусловлена наличием аномально проницаемых зон (трещин, каверн, карстовых полостей) с проницаемостью десятки мкм2, которые принято называть суперколлекторами. Доля суперколлекторов в объеме залежи достигает 20 - 30 %, а проницаемость на 2 - 3 порядка превышает проницаемость пористой матрицы, содержащей основные запасы нефти;

аномальные реологические свойства нефти – высокая вязкость в пластовых усло виях (в среднем 710,0 мПа*с) и наличие неньютоновских свойств.

В целях интенсификации разработки на залежи проводились и проводятся опытно промышленные работы по испытанию различных термических технологий:

закачки горячей воды на участках ПТВ-1 и ПТВ-2 в 1982 – 1998 гг.;

паротеплового воздействия в зоне ПТВ с 1992 г. по настоящее время.

Основные положения текущего состояния разработки залежи состоят в следующем:

на залежи пробурено 1097 вертикальных скважин, бурением охвачено примерно 40 % геологических запасов. Действующий фонд добывающих скважин состоит из 685 сква жин, действующий фонд нагнетательных скважин - из 31 скважины (30 паронагнетательных и 1 нагнетательной скважины № 1553 для чередующейся закачки пластовой воды и высоко вязкой нефти);

с начала разработки добыто 54,9 млн. т нефти и 168,8 млн. т жидкости. Всего закачано 43,9 млн. т теплоносителя, в том числе в виде пара - 22,3 млн. т. В 2008 г. из залежи добыто 1557,6 тыс. т нефти и 8852,9 тыс. т жидкости, при этом закачка пара составляет тыс. т. Среднегодовой дебит нефти снизился до 6,8 т/сут, дебит жидкости равен 38,7 т/сут., обводненность добываемой продукции превысила 82 %;

средневзвешенное на освещенной замерами площади приведенное к ВНК пластовое давление составляет 10,45 МПа или 74,4 % от первоначального уровня;

обводненность добываемой продукции превысила 82 %;

характерной особенностью поведения пластового давления является практическое отсутствие с 2001 г. каких-либо существенных изменений в пластовой гидравлической энер гии залежи. Таким образом, текущий режим разработки залежи охарактеризован как водона порный, обеспечивающий постоянство пластового давления за счет естественного и искусст венного источников заводнения;

учитывая актуальность проблемы оценки выработки запасов, особенно в прикон турных частях залежи, во второй половине 2008 г. на северо-западной переклинали была пробурена новая оценочная скважина № 2 Оценочная с отбором керна. Опробованные объ екты в этой скважине характеризуются пониженным пластовым давлением и практически предельной обводненностью суперколлекторов. Это свидетельствует о том, что скважинами, пробуренными в центральной части залежи, вовлечены в разработку запасы нефти, располо женные далеко за пределами географических границ разрабатываемых участков;

по характеристикам вытеснения средняя величина начальных извлекаемых запасов в целом по залежи составила 72,5 млн. т, прогнозный коэффициент нефтеотдачи - 9, %, коэффициент использования НИЗ при существующем режиме разработки– 75,7 %.

Учитывая, что основную роль в нефтеотдаче на залежи играет водонапорный режим, полученная величина использования извлекаемых запасов при текущей обводненности более 82 % вполне соответствует опыту разработки залежей с подобным типом коллектора с применением организованного заводнения и свидетельствует о переходе залежи в четвертую стадию разработки при текущей нефтеотдаче всего 7,5 %.

Таким образом, из анализа основных тенденций текущего состояния следует, что на залежи необходима скорейшая реализация инновационных мероприятий по совершенствова нию разработки, поскольку без ускорения темпов освоения новых технологий и расширения масштабов их применения, конечная нефтеотдача залежи будет меньше проектной (33 %), что связано, прежде всего, с постоянным ухудшением базовых условий применения пароте пловых методов на новых участках.


Площадная закачка пара реализуется на залежи с августа 1992 г. в зоне ПТВ с началь ными геологическими запасами нефти 62,4 млн. т. На 01.01.09 г. в зоне ПТВ накопленная площадная закачка составила 20,2 млн. т теплоносителя, накопленная добыча нефти достиг ла 13,6 млн. т, в т.ч. за период теплового воздействия – 9,2 млн. т. Накопленная дополни тельная добыча нефти за счет площадной закачки пара оценивается в 3,3 млн. т. Таким обра зом, накопленное паронефтяное отношение в 2008 г. по зоне ПТВ составляет 6,1 т/т, а при рост коэффициента нефтеотдачи от площадной закачки - 5,2 %.

Традиционный вариант площадного паротеплового воздействия на пласт, предусмат ривающий стационарную закачку пара в одни и те же нагнетательные скважины, который длительное время применялся в зоне ПТВ, в условиях обводненного карбонатного коллекто ра оказалась недостаточно эффективным (фактическое паронефтяное отношение достигло 6,5 - 7 т/т при проектном значении равном 4 т/т) из-за преждевременных прорывов пара по суперколлекторам, низкого коэффициента охвата и сложности регулирования процесса.

За последние два года в результате перехода на циклический режим нагнетания теп лоносителя и совместной закачки с паром химических реагентов удалось добиться снижения паронефтяного отношения практически на 8 % (с 6,6 т/т в 2006 г. до 6,2 т/т в 2008 г.).

В 2008 г. также были проведены опытно-промышленные работы по закачке в 11 на гнетательных скважин гелеобразующего состава «Галка» и нефтевытесняющей композиции «Нинка» (разработки ИХН СО РАН). Наилучший результат был достигнут при последова тельной закачке химических реагентов за счет перераспределения потоков закачиваемого теплоносителя и увеличения охвата вскрытых пластов воздействием при помощи создания в призабойной зоне нагнетательных скважин вначале гелевого экрана из состава «Галка» и по следующей интенсификации нефтевытеснения при помощи композиции «Нинка». Суммар ный эффект от закачки химических реагентов в зоне ПТВ в 2008 г. составил 9 - 10 % от уровня годовой дополнительной добычи нефти, успешность обработок - 86 %, эффект в большинстве элементов продолжается.

В 1993 - 2008 гг. на залежи было проведено 427 ПЦО по 247 скважинам. Общий рас ход пара на ПЦО составил 1787 тыс. т, дополнительная добыча нефти оценивается в тыс. т. Таким образом, среднее паронефтяное отношение составило 1,23 т/т, что характери зует ПЦО скважин как одно из самых эффективных геолого-технологических мероприятий, проводимых на залежи. Однако в последние годы эффективность ПЦО стала снижаться в связи с ухудшением базовых параметров обрабатываемых скважин (паронефтяное отноше ние составило 4,5 – 5,5 т/т). Учитывая прямое влияние геолого - физических характеристик вскрытых пластов на результаты ПЦО, в случае если базовая обводненность обрабатывае мых скважин оказывается больше 75 %, то проводятся дополнительные ГТМ, направленные на снижение обводненности скважин.

В 2007 - 2008 гг. на 34 добывающих скважинах с высокой обводненностью проводи лись комбинированные ПЦО с закачкой термогеля «Галка», объем закачки, которого изме нялся от 80 до 160 м3. Дополнительная добыча нефти по скважинам с оптимальным объемом закачанного термогеля оказывается на 20 – 30 % выше, чем в среднем от симплексных ПЦО.

Несмотря на высокую накопленную эффективность, основным недостатком технологии ПЦО в системе вертикальных скважин остается невозможность повысить нефтеотдачу залежи свыше 15 %.

Одним из наиболее перспективных направлений радикального повышения нефтеот дачи крайное неоднородного обводненного пласта является использование для паротеплово го воздействия на пласт горизонтальных скважин, боковых стволов и радиальных отводов, которые позволяют адресно вскрывать слабо выработанные низкопроницаемые интервалы разреза и воздействовать на них паром. Термогидродинамические расчеты показывают, что за счет использования таких скважин можно почти в 2 раза повысить охват залежи ПЦО и получить нефтеотдачу более 30 %.

В 2007 - 2008 гг. на залежи были проведены опытно-промышленные работы по ради альному вскрытию пластов в 8 добывающих скважинах. Как правило, на добывающих сква жинах бурилось по 4 радиальных отвода длиной около 100 м каждый. Друг относительно друга отводы располагались со сдвигом 900 вокруг ствола скважины, в вертикальной плоско сти расстояние между парами перпендикулярных отводов изменялось от 15 до 45 м. Затраты на бурение 4 отводов в 7 – 8 раз меньше стоимости бурения одной вертикальной скважины.

Радиальное вскрытие пластов в добывающих скважинах с ухудшенной продуктивно стью без последующего проведения ПЦО вскрытых пластов оказалось технологически не эффективным, поскольку не повлияло на главные негативные компоненты ухудшенных про дуктивных характеристик скважин – пониженную проницаемость коллектора и подвижность флюида в нем.

Бурение радиальных отводов в комбинации с последующим проведением ПЦО в низ копродуктивных мало- и среднеобводненных добывающих скважинах обеспечило высокую технологическую эффективность. Общая дополнительная добыча от ПЦО скважин с ради альными отводами по состоянию на 01.01.09 г. составила 18,365 тыс. т или 3,1 тыс. т на скважину, при среднем приросте дебита нефти равном 13,6 т/сут. Паронефтяное отношение при проведении ПЦО скважин с радиальными отводами в составил 2,3 т/т. Наибольший эф фект был получен по скважинам № 6042 и № 7168, в которых приёмистость прослоев после бурения радиальных отводов возросла практически в 2,6 раза (с 23,7 до 60,3 м3/сут/МПа).

Полученный высокий эффект, прежде всего, обусловлен вовлечением в разработку за счет адресного вскрытия радиальными отводами и последующей обработки теплоносителем ранее недренируемых низкопроницаемых с высокой текущей нефтенасыщенностью интерва лов разреза скважин. Радиальные отводы являются высокопроводящими каналами распреде ления пара на большие расстояния от ствола скважины, что существенно увеличивает охват и разогрев пласта ПЦО и обеспечивает дополнительную добычу нефти.

Накопленный опыт разработки залежи с использованием тепловых технологий свиде тельствует о том, что в высокообводненных (80 – 90 %) с пониженной текущей нефтенасы щенностью пластах эффективность закачки пара резко снижается из-за беспредельного роста паронефтяного отношения из-за больших теплопотерь на нагрев внедряющейся пластовой воды. В таких условиях для уменьшения существующего высокого соотношения подвижно стей вытесняющего агента и нефти целесообразно использовать принципиально другой под ход, заключающийся не в уменьшение вязкости нефти (как при тепловых технологиях), а увеличение вязкости вытесняющего агента. Для этого по предложению проф. В.Д. Лысенко рекомендуется осуществлять в нагнетательные скважины чередующуюся закачку пластовой воды (90 % в общем объеме закачки) и небольшой части (10 % в объеме закачки) собствен ной дегазированной высоковязкой нефти.

В 2007 – 2008 гг. на залежи проводились пробные испытания нового нетеплового спо соба повышения нефтеотдачи путем чередующейся закачки пластовой воды и высоковязкой нефти. Для этого был выбран один обращенный пятиточечный элемент № 1553, располо женный в зоне естественного режима разработки залежи. Высокая текущая обводненность выбранного элемента (около 85 %) по многолетнему опыту разработки залежи не могла быть следствием полной выработки запасов нефти в этом элементе. Причиной обводнения являлся прорывной характер фильтрации высокоподвижной пластовой воды по суперколлекторам.

Процесс внедрения технологии чередующейся закачки на опытном участке включал следующую последовательность операций:

закачка в нагнетательную скважину пластовой воды в течение 1 месяца (9,0 – 9, тыс. т);

закачка в нагнетательную скважину порции высоковязкой нефти в количестве 10, % от объема закачанной пластовой воды (0,9 – 1,0 тыс. т).

По состоянию на 01.01.09 на опытном участке было проведено 10 полных циклов за качки пластовой водой и высоковязкой нефтью. Общий объем закачанной пластовой воды со средним темпом нагнетания 292,9 т/сут составили 101,4 тыс. т или в среднем за цикл 10, тыс. т, общий объем закачанной высоковязкой нефти со средним темпом нагнетания 81, т/сут – 9,1 тыс. т. или в среднем за цикл 0,91 тыс. т.

Из окружающих добывающих скважин активно реагировали на чередующуюся закач ку рабочих агентов в нагнетательную скважину № 1553 две добывающие скважины: №№ 1023 и 1084, которые были лучше всего подготовлены к эксперименту. С сентября 2007 г. по апрель 2008 г. в скважине № 1084 в 2007 г. обводненность добываемой продукции снизилась на 22 % (с 86,5 до 64,5 %), при этом дебит нефти возрос в 2,5 раза (с 9,4 до 23,3 т/сут), по скважине № 1023 снижение обводненности добываемой продукции составило 13 % (с 60,9 до 47,9 %), рост дебита нефти – 1,8 раза (с 6,3 до 11,9 т/сут).

Основная причина снижения эффективности технологии чередующейся закачки неф ти и воды на опытном участке объясняется тем, что во втором квартале 2008 г. в связи с из менением качества подготавливаемой продукции было допущено снижение вязкости закачи ваемой смеси нефтей, состоящей из собственной высоковязкой нефти пермо-карбоновой за лежи и маловязких нефтей других залежей и месторождений, совместно подготавливаемых на одной УПН. К апрелю 2008 г. средняя вязкость закачиваемой смеси нефтей уменьшилась в 2 раза с 280 мПа*с до 140 мПа*с.

Таким образом, промысловые испытания новой нетепловой технологии извлечения высоковязкой нефти при помощи чередующейся закачки пластовой воды и дегазированной нефти на опытном участке залежи показали следующие результаты:

периодическая закачка высоковязкой нефти в течение продолжительного времени может быть практически осуществима;

при средней вязкости закачиваемой нефти 280 мПа*с получается явно положи тельный итог: количество дополнительно добытой нефти превышает количество закачанной нефти;

при средней вязкости закачиваемой нефти 140 мПа*с количество закачанной неф ти оказывается больше дополнительно добытой нефти. Снижение вязкости в два раза про изошло из-за того, что в составе закачиваемой смеси нефтей оказалась половина маловязкой нефти других залежей и месторождений. Эта маловязкая нефть не увеличивает фильтраци онное сопротивление пластов, не дает положительный результат и этого не следует допус кать;

поскольку на залежи отсутствует техническая возможность закачивать в нагнета тельную скважину № 1553 собственную дегазированную высоковязкую нефть проведение опытно-промышленных работ было приостановлено до ввода в эксплуатацию автономной системы сбора и подготовки нефти. Тогда можно будет закачивать высоковязкую нефть без добавления маловязкой нефти, что должно значительно увеличить эффективность чередую щейся закачки и позволит применять новый нетепловой способ доразработки на уже разра ботанных или почти разработанных путем естественного или организованного заводнения участков залежи.

В 2009 – 2011 гг. на залежи также планируется расширение масштабов применения термических технологий, а именно:

в южной части участка ПТВ-2 будут установлены 4 стационарных парогенератора, что позволит ввести под площадную закачку пара не менее 8 новых нагнетательных сква жин;

при проведении ПЦО будут испытаны новые физико-химические методы увели чения продуктивности скважин, в частности с последующей закачкой углеводородных рас творителей типа ШФЛУ;

до конца 2009 г. на северном участке опытно-промышленных работ будет завер шено строительство 3 новых горизонтальных скважин №№ 2 ГС, 3 ГС и 4 ГС с длиной гори зонтальных участков от 750 до 850 м. Во второй половине 2010 г. планируется начать пер вый в условиях залежи эксперимент по площадному тепловому воздействию на пласт в сис теме горизонтальных скважин. Для контроля забойной температуры горизонтальные участки всех скважин будут оборудованы оптико-волоконным кабелем;

в 2010 – 2011 гг. планируется пробурить и во второй половине 2011 г. ввести в эксплуатацию еще 5 новых горизонтальных скважин (№№ 5 ГС и 6 ГС – паронагнетатель ные, №№ 7 ГС и 8 ГС – добывающие, № 9 ГС – пароциклическая);

в 2010 г. планируется провести ПЦО в 5 скважинах, на которых до конца 2009 г.

будут пробурены новые радиальные отводы, также в 2010 г. предложено испытать технологию бинарных смесей. Бинарные смеси – это жидкие растворы химических реагентов (например, органические и неорганиче ские виды селитры), которые закачиваются по двум отдельным каналам и реагируют при встрече в зоне продуктивного пласта под пакером, выделяя газ и тепло, уходящие в пласт под давлением, создаваемым самой реакцией. Основные преимущества использования би нарных смесей для прогрева пласта заключаются в следующем:

технология бинарных смесей пригодна для извлечения нефти из любого пласта практически без увеличения его обводненности;

бинарные смеси закачивают в нагнетательные скважины в ненагретом состоянии и поэтому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях. Необходи мость в термоизолированных трубах отсутствует;

С использованием адаптированной к условиям залежи технологии закачки бинарных смесей планируется провести обработку 5 добывающих скважин, характерной особенностью которых является их низкая продуктивность и истощенность пластовой энергии, не позво ляющая создать достаточную депрессию для извлечения высоковязкой нефти. Невозмож ность проведения в настоящее время ПЦО на этих скважинах связана с их значительной уда ленностью от действующей системы ПТВ.

УДК 622.276.55+553. Особенности и перспективы совместной разработки высоковязкой нефти и титановой руды на площадях их совместного залегания в границах Ярегского нефтетитанового месторождения Власенко В. B.

Ярега, ОАО «Ярегаруда»

Проблемы разработки и последующей экономически-эффективной эксплуатации ме сторождений высоковязких нефтей и битумов существовали с момента из открытия и подго товки к освоению. Проблемы свойственны для всех месторождений высоковязких нефтей и индивидуальны для каждого, так, как нет двух одинаковых месторождений с аналогичными геолого-физическими характеристиками. Месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, с середины прошлого столетия рассматривались как наиболее перспективные ис точники углеводородного сырья в будущем. Сегодня мы находимся на пороге этого будуще го и от специалистов, собравшихся на этой конференции, ставшей уже традиционной еже годной, в определённой степени зависит как эффективно и рационально аспорядиться при родными богатствами наших недр. Необходимо учитывать, что нефть – не только энергети ческое сырьё. Важно научиться более полно извлекать нефть из продуктивных пластов, тем самым сохранить ее запасы на более длительное время и прежде всего в качестве сырья для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения. Сегодня нефтяные компании, на наш взгляд, вооружены целым рядом современных методов разработки место рождений, позволяющих достичь более высокой нефтеотдачи, в том числе и на месторожде ниях с высоковязкой нефтью и природными битумами. Как показала практика, на первый план отчетливо выступает тенденция применения на таких месторождениях термических ме тодов добычи нефти. В США, Венесуэле, Канаде термические методы широко применяются на месторождениях тяжелых нефтей и битумов, для которых этот метод признан единствен ным. Признанные «светила» нефтяного дела, «классики» современных методов интенсифи кации добычи нефти, уважаемые профессора Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Гару шев А. Р., Вахитов Г. Г., Рузин Л. М. и многие другие, однозначно высказываются о том, что эффективность внедрения любых методов воздействия на продуктивный пласт – это система, основное место в которой занимает четкое понимание геолого-физических, гидродинамиче ских условий нефтяной залежи, а также достоверный анализ опыта применения того или иного метода, для аналогичных условий продуктивного пласта.

Время и конкретные условия, как геолого-промысловые, так и технико технологические, в конечном счете, экономические, (а в некоторых случаях и политические) ставят свои определённые задачи при решении этих проблем. Ярким примером в решении таких проблем и поставленных для их решения задач может служить почти 80-ти летняя ис тория освоения Ярегского месторождения (рисунок 1).

Месторождение, открытое в 1932 году Ухтинской комплексной геологоразведочной экспедицией, по тем временам было впечатляющим, вызвало большой интерес в нефтяных кругах и стало предметом рассмотрения в высших органах власти. К решению задачи как за ставить нефть «выйти» из пласта при столь низком пластовом давлении, чрезвычайно высо кой вязкости, привлекается вся инженерная мысль не только Ухты, но и целой страны. Все сходились в одном – необходимо приблизиться к нефтяному пласту, войти в него, а это воз можно при помощи шахт, метода, который имел к тому времени уже двухсотлетнюю исто рию. (1745 год, месторождение «Пешельбронн», бассейн реки Рейн – Западная Европа. Пер вая шахтная нефть Яреги была добыта в 1939 году. В 1940 году на первой нефтешахте «на гора» поднято 5,9 тыс. тонн нефти, в 1942 г. – 55,9 тыс. тонн, в 1944 г. уже 101,7 тыс. тонн (рисунок 2).

Рисунок Добыча велась по «Ухтинской системе разработки…», при которой из горной выра ботки, находящейся выше продуктивного пласта на 25 метров, бурились эксплуатационные скважины и нефть, за счет энергии пласта, по ним поднималась на этот горизонт и далее от качивалась на поверхность. В 1945 году шахтами Яреги было добыто 157 т. тонн нефти, в 1948 г.- 305, а в 1952 году добыча составила 390 тыс. тонн нефти. В условиях ведения войны, в послевоенный период становления экономики страны, задачи, стоявшие перед инженера ми, специалистами, работающими на месторождении, были успешно решены. Время меняло условия работы нефтяного пласта, энергия его истощалась, необходимо было решать новые задачи, как увеличить нефтеизвлечение. На основании опытных работ, проведенных в 1951 1953г.г., началось внедрение «уклонно-скважинной системы» разработки, обладающей ря дом преимуществ по отношению к «ухтинской…», но она не решила главной задачи – уве личения коэффициента извлечения нефти их пласта. И опять новые проблемы. Достигнутый уровень добычи нефти в объёме 390 т. тонн начал снижаться. Увеличить его было возможно при огромных объемах горных работ, бурения новых подземных скважин, ввода новых пло щадей в разработку, но это требовало больших затрат, добыча нефти становилась экономи чески неоправданной. Необходимо было найти «прорывную» технологию, обеспечивающую решение проблем. Такая технология была предложена, опробована и после проведения большого объема опытных работ по тепловому воздействию на продуктивный пласт в усло виях шахтной разработки, с 1972 года началось широкомасштабное внедрение (рисунок 3) «двухгоризонтной системы» термошахтного способа разработки на всех нефтешахтах.

Рисунок Талантливыми инженерами Яреги, учёными профильных институтов понадобилось десяток лет для того чтобы остановить падение добычи нефти, найти, испытать, доказать и начать промышленное внедрение нового радикального способа извлечения нефти и, что осо бо важно, использовать всё то, что было создано на месторождении для добычи нефти преж ними системами разработки, и в последующем достичь КИН до 60%. В тоже время были на чаты опытно-промышленные работы по тепловому воздействию на пласт с поверхности зем ли на площадях, не затронутых подземной системой разработки (ОПУ-1- Лыа-ельская пло щадь) За время проведения ОП работ на ОПУ-1 был достигнут КИН – 35%.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 8 |
 



Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.