Материал: 2357
(раздельно по методам), тепловые методы, бурение горизонтальных скважин и газовые методы.
Классификация методов, повышающих коэффициент извлечения нефти, приведена на рис. 4.15.
Методы увеличения нефтеотдачи пластов:
|
|
паротепловое воздействие на пласт; |
|
|
|
внутрипластовое горение; |
|
а) тепловые: |
|
вытеснение нефти горячей водой; |
|
|
|
пароциклические обработки скважин; |
|
|
|
комбинированное воздействие |
|
|
|
воздействие на пласт углеводородным газом; |
|
|
воздействие на пласт диоксидом углерода (смешиваю- |
||
|
|
щееся/несмешивающееся) вытеснение; |
|
б) газовые: |
воздействие на пласт азотом; |
||
воздействие на пласт дымовыми газами; |
|||
|
|||
|
водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные |
||
|
|
системы); |
|
|
комбинированное воздействие |
||
|
вытеснение нефти растворами ПАВ; |
||
|
вытеснение нефти растворами полимеров и другими |
||
|
|
загущающими агентами; |
|
|
вытеснение растворителями, включая мицеллярные |
||
|
|
растворы; |
|
в) физико- |
вытеснение нефти щелочными растворами |
||
химические: |
|
(включая ПАВ - щелочь); |
|
|
вытеснение нефти кислотами; |
||
|
комбинированное воздействие; |
||
|
регулирование внутрипластовых фильтрационных потоков |
||
|
|
(включая многообъемные осадкогелеобразующие компо- |
|
|
|
зиции) |
|
|
|
электромагнитное воздействие; |
|
волновое воздействие; г) физические: вибрационные методы;
гидроразрыв пласта;
бурение горизонтальных скважин
изменение схем закачки и отбора (перенос фронта нагнетания, изменение направления фильтрационных потоков, очаговое заводнение, барьерное заводнение на газо-
д) гидродинами- |
нефтеносных скважинах, усиление системы заводнения, |
ческие: |
уплотнение сетки); |
|
изменение режимов работы скважин (перераспределение |
|
закачки и отбора жидкости по скважинам, повышение |
|
давления нагнетания, ограничение закачки воды, форси- |
|
рованный отбор жидкости, циклическое воздействие) |
Рис. 4.15. Классификация методов повышения коэффициента извлечения нефти (начало)
215
ОПЗ): |
а) изоляционные |
|
изоляция прорыва нагнетаемых вод; |
|
работы: |
|
изоляция пласта; |
||
|
||||
|
|
изоляция газа |
||
( |
|
|||
|
|
обработка химреагентами; |
||
зон |
|
|||
б) кислотные ме- |
|
обработка призабойной зоны растворителями; |
||
призабойных |
в) методы депрес- |
|
гидрожелонк; |
|
|
тоды: |
|
обработка призабойной зоны растворами ПАВ |
|
|
|
|
гидрофобизация; |
|
|
|
обработка призабойной зоны гидрогелями |
||
|
|
|
комбинированное ОПЗ |
|
обработки |
сий: |
|
перестрел; |
|
|
|
циклические депрессии |
||
|
|
|
дострел; |
|
Методы |
г) перфорацион- |
|
перфорация на кислоте; |
|
ные методы: |
|
щелевая резка; |
||
|
||||
|
|
|||
|
|
перфорация на другие горизонты; |
||
|
|
|
приобщение пласта |
|
Рис. 4.15. Классификация методов повышения коэффициента извлечения нефти (окончание)
Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и практики нефтепромыслового дела. Существуют два направления увеличения уровня извлечения нефти: увеличение нефтеотдачи пластов и обработка призабойных зон пласта. Первая группа методов воздействует на пласт, а вторая на – скважину [33, 97].
Методы повышения нефтеотдачи (методы первой группы в приведенной классификации) являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения [2, 28]. Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных науч- но-исследовательских проработок в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.
Методы второй группы, включая гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, являются в большей мере способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных про- граммно-имитационных моделей. Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов [24, 32, 38].
Уточненная классификация методов повышения нефтеотдачи пластов и формы отчетности по ним позволят объективно оценивать показатели выработки объектов и сопоставлять их с аналогичными показателями по другим странам.
216
2.Мероприятия, направленные на повышение эффективности использования основных фондов.
В старых нефтяных районах переходящие скважины составляют основную часть общего фонда скважин, а соответственно, и добычинефти из них. В районах, впервые вступающих в эксплуатацию, вначале ведущее положение занимает категория - новых скважин. Сохранение в длительной эксплуатации скважин действующего фонда и организация жесткого повседневного контроля за работой скважин продолжают оставаться одними из важных задач.
Улучшение использования скважин требует постоянного наблюдения за их состоянием, систематического проведения работ по поддержанию их в работоспособном состоянии, организации технически грамотной эксплуатации. Ремонт нефтяных скважин является условием их частичного воспроизводства [24]. Рациональная организация ремонта поддерживает скважины в состоянии эксплуатационной готовности, улучшает их использование. Это положительно влияет на объем производства, производительность труда, рентабельность производства и другие показатели. К другим мероприятиям, направленным на повышение эффективности использования основных фондов относятся: обеспечение оптимальной добычи нефти из каждой скважины, вовлечение в эксплуатацию бездействующих скважин с проведением геолого-технических мероприятий, увеличение межремонтного периода скважин [41, 51].
На рис. 4.16 приведен программно-методический комплекс, с помощью которого решаются задачи по управлению движением фонда скважин
иоптимизации плана добычи нефти.
3.Ресурсосберегающие мероприятия направлены рациональное использование материалов, производственных запасов используемых в производственном процессе. Так экономия топливно-энергетических ресурсов происходит в трех направления [11]:
снижение потребления электроэнергии за счет совершенствования технологии заводнения (снижение обводненности нефти), перехода к динамическому режиму разработки;
экономия тепловой энергии [34].
4. Мероприятия, направленные на повышение эксплуатационной надежности и долговечности нефтепромысловых объектов, можно также отнести к природоохранным мероприятиям, которые включают применение следующих технологий:
а) в системе поддержания пластового давления:
трубопроводная система: металлопластмассовые трубы, восстановление бездействующих трубопроводов, футерование демонтируемых труб в цеховых условиях, различные способы наружной изоляции, ингибиторная защита трубопроводов;
НКТ в нагнетательных скважинах, футерованные НКТ;
217
Рис. 4.16. Комплекс задач по управлению движением фонда скважин и оптимизацией добычи нефти
б) в системе нефтесбора: металлопластмассовые трубопроводы, кор- розионно-стойкие гибкие трубы, спиральношовные трубы с эпоксидным покрытием, стеклопластиковые трубы; в) в системе сбора и подготовки нефти.
5. Мероприятия по автоматизации и телемеханизации объектов добычи нефти. Основными источниками экономической эффективности автоматизации объектов нефтегазодобычи являются:
а) увеличение текущей добычи нефти и газа за счёт:
уменьшения простоев фонда нефтяных скважин;
сокращения потерь нефти, газа и воды за счёт оптимизации ре-
жимов сепарации, обезвоживания, обессоливания и раннего обнаружения порывов системы нефтегазосборных сетей;
б) более полное использование потенциальных возможностей, заложенных в технологии и управлении:
наиболее полное извлечение нефти из продуктивных пластов с установленными технико-экономическими показателями;
повышение производительности оборудования;
сокращение обслуживающего персонала;
218
сокращение потерь всех видов ресурсов;
улучшение качества подготовки нефти, газа, которое позволяет получить экономический эффект по сравнению с базовыми вариантами автоматизированного технологического комплекса или
неавтоматизированным производством; в) для технологическихпроцессов добычии подготовки нефти и газа:
минимизация остановок в добыче нефти при отправке продукции с промысла; это предполагает сокращение простоев нефтяных скважин и другого оборудования, что приводит к повышению текущей добычи нефти;
исключение необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала на удалённых объектах, что можно достичь повышением уровня автоматизации и телемеханизации объектов; цель сокращение обслуживающего персонала;
повышение эффективности использования персонала, направляемого на обслуживание удалённого оборудования, что можно достичь увеличением объёма информации о причинах аварийной остановки и направить тех специалистов, которые могут сразу устранить причину остановки; цель сокращение транспортных расходов, трудозатрат и увеличение текущей добычи нефти;
повышение безопасности работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отключения;
уменьшение числа и тяжести аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля за параметрами диагностики и отключения оборудования при их отклонении от нормы; цель сокращение ремонтов, электроэнергии и т.д.;
повышение эффективности работы персонала, занятого сбором, анализом информации и лиц, ответственных за принятие решений;
повышение достоверности учёта нефти, газа и воды;
уменьшение удельного расхода реагентов, воды и электроэнергии на одну тонну добываемой нефти с учётом обводнённости продукции скважин при изменении технологических условий.
В соответствии с научно-технической концепцией автоматизации технологических процессов и автоматизированного управления в нефтяной промышленности принята следующая классификация систем управления
[66]:
СУ-0 системы управления (автоматические) технологическими агрегатами (блоками);
219