Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО

ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Югорский государственный университет» (ЮГУ)

НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(НефтИн (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)

ДОПУЩЕНО К ЗАЩИТЕ

Зам. директора по УВР

НефтИн (филиала) ФГБОУ ВО «ЮГУ»

«_______»____________2022 г.

__________________Хайбулина Р.И.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Орехово-Ермаковском месторождении

Разработал Андрианов С.Д.

Руководитель Хаирова Д.Д.

Общий руководитель Хаирова Д.Д.

Консультант по экономике Прожирова И.А.

Нижневартовск 2022 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

1.1 Основы добычи нефти и газа

1.2 Методы увеличения нефтеотдачи

• ГЛАВА 2. КОНТРОЛЬ ВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

2.1 Тектоника и стратиграфия месторождения

2.2 Описание технологического процесса подготовки скважинной продукции

2.3 Характеристика сырья и готовой продукции

2.4 Нормы технологического режима на Орехово-Ермаковском месторождении

2.5 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

2.6 Технология проведения тепловой обработки призабойной зоны пласта

2.7 Оборудование для тепловой обработки призабойной зоны пласта

2.8 Расчет тепловой обработки призабойной зоны пласта

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

3.1 Мероприятия по увеличению нефтеотдачи паротепловыми способами обработки

3.2 Расчёт экономической эффективности паротеплового способа обработки

3.3 Мероприятия по охране труда и охране окружающей сред

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или не извлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

Целью дипломной работы является анализ методов увеличения нефтеотдачи пласта на Орехово-Ермаковском месторождении

Задачами дипломной работы являются:

1. Изучить геолого-промысловую характеристику Орехово-Ермаковского месторождения

2. Провести расчет тепловой обработки призабойной зоны пласта

3. Изучить технологии проведения тепловой обработки призабойной зоны пласта

4. Изучить тепловые методы увеличения нефтеотдачи

5. Установить свойства пластовой продукции

6. Провести расчёт экономической эффективности

7. Узнать мероприятия по охране труда и охране окружающей среды

Объектом исследования в дипломной работе являются методы увеличения нефтеотдачи пласта на Орехово-Ермаковском месторождении

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

1.1 Основы добычи нефти и газа

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.

Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев.

Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх.

Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.

Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

В настоящее время основной способ добычи нефти - насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).

Газовая промышленность получила свое развитие лишь в период Великой Отечественной войны при открытии и вводе в разработку газовых месторождений в районе г. Саратова и в западных областях Украины, сооружении газопровода Саратов - Москва и Дашава - Киев - Брянск - Москва.

Одновременно с вводом в разработку и освоением новых газовых месторождений создавалась сеть магистральных газопроводов и отводов от них для подачи газа местным потребителям.

Развитие газовой промышленности позволило газифицировать много городов и населенных пунктов, а также предприятий различных отраслей промышленности.

Нефтедобыча -- подотрасль нефтяной промышленности, отрасль экономики, занимающейся добычей природного полезного ископаемого -- нефти.

Нефтедобыча -- сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение и строительство скважин, их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Способы нефтедобычи:

Разработка месторождений нефти производится путём строительства нефтяных скважин, шахтным методом, карьерным методом, путём сочетания методов. нефтеотдача пласт месторождение скважина

По способам извлечения скважинной жидкости современные методы нефтедобычи делятся на:

- фонтан (выход флюида происходит за счет разности давления в продуктивном пласте и давления на устье скважины)

- газлифт

- насосно-компрессорная добыча, в том числе с использованием различных видов насосов:

- установка электроприводного центробежного насоса (УЭЦН)

- установка электроприводного плунжерного насоса (УЭПН)

- установка электроприводного винтового насоса (УЭВН)

- установка штангового скважинного насоса (УШСН)

- установка винтового штангового насоса (УВШН)

- установка струйного насоса (УСН) и др.

Первичный метод

Нефть поступает из пласта под действием естественных сил, поддерживающих высокое давление в пласте, например, замещение нефти подземными водами, расширение газов, растворенных в нефти, и др. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при этом методе составляет 5--15 %.

В одних случаях давление в пласте достаточно для того, чтобы нефть поднялась до поверхности. В других случаях требуется использование насосов[3]: погружных, штанговых (используются вместе со станком-качалкой), электрических (например, ЭЦН), технологий Эрлифт или Газлифт.

Вторичный метод. После исчерпания естественного ресурса поддержки давления, когда оно уже недостаточно для подъёма нефти, начинается применение вторичных методов. В пласт подводят внешнюю энергию в виде закачиваемой жидкости (пресной воды), природного или попутного газа. Методы достигают КИН около 30%, в зависимости от свойств нефти и пород резервуара. Суммарный КИН после применения первичных и вторичных методов находится обычно в пределах 35--45%.

Закачивание воды значительно повышает обводненность нефти, поднимаемой из скважины, иногда вплоть до 95%, что требует значительных усилий для их разделения.

Третичный метод. Третичные методы увеличивают подвижность нефти для увеличения нефтеотдачи. Данные методы позволяют повысить КИН ещё на 5--15%.

Один из вариантов третичных методов, TEOR, связан с нагревом нефти в пласте для уменьшения её вязкости. Часто применяется закачивание водяного пара, иногда также используют сжигание части нефти на месте (непосредственно в пласте).

Также в пласт могут закачиваться ПАВ (детергенты) для изменения поверхностного натяжения между водой и нефтью.

Третичный метод начинают использовать, когда вторичный перестает быть адекватным, но только при условии, что добыча нефти остается рентабельной. Таким образом, использование третичного метода зависит как от стоимости выбранного способа извлечения, так и от цен на нефть.

Наиболее широко (более 100 внедрений) применяются тепловые и газовые (CO2) третичные методы. В первом десятилетии XXI века за счет третичных методов добывалось по оценкам Aramco около 3 миллионов баррелей в день (из них 2 миллиона -- за счет тепловых методов), что составляет около 3,5% от общемировой нефтедобычи.

1.2 Методы увеличения нефтеотдачи

Существующие методы имеют свою классификацию. Такие способы характеризуются эффектом, имеющим направленное действие. Стоит отметить тот факт, что они воздействуют на одну или две причины.

Они не позволяют максимально добыть остаточные запасы сырья. Так, выделяют МУН следующих направленностей:

- тепловые;

- химические;

- газовые;

- гидродинамические;

- комбинированные.

Также существуют способы, которые позволяют увеличить дебит буровой установки. Каждый из них применяется исходя из структуры пласта, его заводнения и загазованности. Известные методы не гарантируют максимальную эффективность, поэтому актуально применять новые технологии повышения нефтеотдачи.

Эффективность применения данных способов в соответствии с обобщенными данными составляет 30-70%. При этом показатель на первом этапе равен не выше 20-25 %. На второй стадии в свою очередь он составляет 25-35 %.

Особенности технологий повышения нефтеотдачи

Технологии повышения нефтеотдачи применяют на третьем этапе разработки месторождения после исчерпания возможностей энергии пласта (растворенный газ, законтурные воды, газовая шапка, гравитационные силы) и вторичных методов, закачки воды и газа в пласт для стабилизации показателя пластового давления.

Первичная разработка по данным различных исследовательских агентств позволяет извлечь до 45%, а чаще всего 25% от первичного объема энергоресурсов.

Виды технологий повышения нефтеотдачи

Остаточная нефтенасыщенная среда (загазованная, заводненная, отделенная слабопроницемыми слоями и монолитными пропластками или с обособленными линзами и зонами, не дренированными на первичных этапах) в каждом отдельном случае требует применить для последующей разработки специфические технологии повышения нефтеотдачи:

1. Тепловые:

- паротепловое воздействие на пласт;

- внутрипластовое горение;

- вытеснение нефти горячей водой;

- пароциклические обработки скважин.

2. Газовые:

- закачка воздуха в пласт;

- воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

- воздействие на пласт двуокисью углерода;

- воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

- вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

- вытеснение нефти растворами полимеров;

- вытеснение нефти щелочными растворами;

- вытеснение нефти кислотами;

- вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

- микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

- интегрированные технологии;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

- нестационарное (циклическое) заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- ступенчато-термальное заводнение.

Отдельная категория - физические методы. Как часть комплексного подхода гидроразрыв пласта, электромагнитное и волновое воздействие на пласт или бурение горизонтальных скважин отличаются от остальных МУН использованием для вытеснения агента естественной энергии, накопленной в залежи.

Выбор метода повышения нефтеотдачи зависит и от вязкости нефтесодержащей эмульсии и глубины, на которой проводятся работы:

АСП технологии повышения нефтеотдачи

По данным Департамента недропользования Сибирского федерального округа, в регионе добывается 49% общего объема российской нефти.

С 2013 по 2015 год совокупное значение извлеченного сырья уменьшилось с 975 до 661 тыс. тонн. Остаточные запасы, добыть которые можно только с применением МУН, по оценкам составляют 65%.

«Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) - совместное предприятие «Газпром нефти» и «Shell» - разработала установку смешения компонентов по технологии ASP, перспективной разработке среди методов повышения нефтеотдачи.

Химический способ основан на заводнении залежей высокоактивной смесью из трех компонентов полимерного, мягкощелочного и ПАВ.

Данные составляющие выполняют следующие функции:

- анионные поверхностно-активные вещества используются для разрыва натяжения между жидкостной и углеродной составляющими

- полимер отвечает за формирование нужного показателя вязкости состава для вытеснения энергоресурса;

- сода создает барьер между нефтью и породой, придает эмульсии подвижность и выступает как катализатор при контакте с кислой средой (увеличивает объем агента).

Особенность метода повышения нефтеотдачи АСП

Особенность данного метода - минимизация негативного воздействия на окружающую среду. Компоненты смеси - нетоксичные вещества, которые используются в химической промышленности и водоочистке. Эффективность по сравнению с традиционной закачкой воды вырастает в 2-3 раза.

Oil and Gas Journal в одном из своих исследований приводит статистические данные, отражающие динамику внедрения инновационных проектов по увеличению нефтеотдачи и их результаты. В 2016 году 4% нефти в мире извлекаются по технологиям МУН (450-500 тыс. тонн/сутки), через 15 лет прогнозируется рост данного показателя до 20%.

Увеличение КИН (коэффициента извлечения нефти) по стране только на 5% приведет к добыче в России дополнительных 150 млн. тонн ресурса в год.

Изменить в положительную сторону oil recovery factor и, как следствие, прибыль отрасли в целом возможно только при внедрении современных технологий и совместной работы компаний ТЭК и государственных органов.

Особенности различных методов повышения нефтеотдачи

Методы повышения нефтеотдачи (МУН) применяются как третичный этап разработки месторождения. На начальной стадии добычи сырье вытесняется под воздействием естественной энергии пласта, после необходимый показатель давления поддерживают закачкой воды и газов в залежь. При помощи первичных методов извлекают 25-45% ресурса.

Состояние остаточных запасов - основной фактор, по которому подбирают необходимые методы повышения нефтеотдачи: тепловые, газовые, химические или гидродинамические.

Задачи МУН - повышение результативности вытеснения нефти из пласта и расширение дренируемой зоны без бурения новых скважин.

В России исследованиями в данном направлении занимаются частные организации, финансируемые компаниями ТЭК и государственные институты (ИПНГ) РАН.

Финансовые затраты на геологические исследования и формирование инфраструктуры окупятся за длительный срок, а применение инновационного метода повышения нефтеотдачи, созданного в ИПНГ на уже выработанных пластах, повысит добычу на 120 млн. тонн через 5 лет с минимальными капиталовложениями.

Без МУН к данному сроку ожидаются ежегодные убытки в размере 50-60 млн. тонн.

Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых - ЦКР Роснедра провела ряд проверок в 2014 году и выявила несоответствие практического уровня добычи нефти, теоретически рассчитанному.

Анализ ситуации стал фундаментом для выделения перспективных направлений работы для прироста показателя:

- разработка запасов нефти категории С2;

- вовлечение остаточных запасов в разработку;

- применение новых технологий, повышающих КИН.

Российские разработки в направлении МУН, как одной из составляющих программы импортозамещения:

- Георыхление, основанное на использовании литостатического и пластового давления, создание сети фильтрационных каналов;

- Темпоскрин-люкс - методика, увеличивающая дебит обводненной нефти с низким показателем вязкости;

- технология уменьшения водных и песочных частиц в эмульсии для укрепления прискважинной зоны.

Наиболее перспективным эксперты института называют метод плазменно-импульсного воздействия, предусматривающий создание импульсной волны, провоцирующей в зависимости от интенсивности разрыв пласта или растрескивание зоны.

Способ повышает коэффициент-проницаемость прискважинных территорий, регулирует гидродинамические связи залежи и скважины, вызывает ответные резонансные вибрации, очищает старые и формирует новые фильтрационные системы.

Причины применить плазменно-имульсную технологию:

- инициирует приток жидкости в скважину на этапе освоения вне зависимости от геологической сложности коллектора;

- повышает приемистость нагнетательных установок и выравнивает их профиль;

- увеличивает дебит добывающих скважин на поздних стадиях разработки и любой обводненности;

- положительно влияет на отдачу источников, соседствующих с обрабатываемым.

Выводы

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

Нефтедобыча -- подотрасль нефтяной промышленности, отрасль экономики, занимающейся добычей природного полезного ископаемого -- нефти.

Нефтедобыча -- сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение и строительство скважин, их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Методы повышения нефтеотдачи (МУН) применяются как третичный этап разработки месторождения. На начальной стадии добычи сырье вытесняется под воздействием естественной энергии пласта, после необходимый показатель давления поддерживают закачкой воды и газов в залежь. При помощи первичных методов извлекают 25-45% ресурса.

ГЛАВА 2. КОНТРОЛЬ ВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

2.1 Тектоника и стратиграфия месторождения

Площадь работ расположена к югу от г. Мегиона и на юго-запад от г. Нижневартовска. Ближайшие разрабатываемые месторождения Ватинское, Мегионское, Мыхпайское. В 35 км от Ермаковского месторождения пролегает трасса нефтепровода Нижневартовск - Омск. Вблизи месторождения проходит железная дорога Нижневартовск - Тюмень.

Рисунок 2.1 - Обзорная схема Орехово-Ермаковского месторождения

Для Западно-Сибирской плиты, возникшей в послепротерозойское время, характерно наличие трех структурно-тектонических этажей.

Нижний этаж, который формировался в палеозойское и допалеозойское время, сложен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют ее складчатый фундамент, тектоническое строение которого к настоящему времени изучено слабо.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триассовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма.

Верхний структурно-тектонический этаж или платформенный чехол формировался в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента. Он характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма слагающих его пород. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены достаточно детально.

Тектоническая активность территории в верхне-триасовом и нижне-юрском периодах обусловила формирование структурного плана по всем вышележащим горизонтам, а активизация на неотектоническом этапе привела к возникновению сложной системы дизъюнктивных дислокаций, проникающих в платформенный чехол и развитых практически повсеместно.

В тектоническом отношении Орехово-Ермаковское месторождение расположено в центральной части Нижневартовского свода в пределах структуры II порядка - Ореховского куполовидного поднятия (к.п.), которое находится гипсометрически выше других рядом расположенных структур II порядка, осложняющих Нижневартовский свод. В свою очередь Ореховское к.п. осложняется Ермаковской и Ореховской положительными структурами. Из них наиболее крупным элементом и по гипсометрии лежащим выше является Ермаковское поднятие, к которому и приурочена большая часть Орехово-Ермаковского месторождения. Это поднятие представляет собой неправильной формы антиклинальную складку с углами наклона крыльев, варьирующих в диапазоне от 30' до 2°50'. На карте по отражающему горизонту "Б" по сейсмоизогипсе "-2450 м" она занимает площадь 572 км2 (33ґ28 км) и имеет амплитуду 120-140 м.

Ермаковская структура, в свою очередь, осложнена небольшими поднятиями четвертого порядка: Центральным, Южным и Восточным, которые контролируют распространение нефтеносности на этой площади.

Из этих структур IV порядка наиболее крупным является Центральное поднятие площадью по оконтуривающей его изогипсе "-2400 м" в 89.4 км2 и амплитудой 70 м. За счет заливообразных прогибов контур этого поднятия имеет сложные очертания, а наиболее крутые углы наклона крыльев приурочены к зоне пережима (район скв. №343).

К востоку от Центрального поднятия через узкий желобообразный прогиб субмеридионального простирания располагается Восточное поднятие, представляющей собой ориентированную в северном направлении складку с двумя приподнятыми зонами в районе скважин №344, №345 и №375. По оконтуривающей изогипсе "-2400 м" Восточное поднятие имеет размеры 13х7км и площадь 70.8 км2, а углы наклона крыльев составляют 41'-2°20' с максимальным градиентом в западном крыле складки.

К югу от Центрального и Восточного поднятий через седловину располагается Южное поднятие. Этот сравнительно небольшой приподнятый участок представляет собой брахиантиклинальную структуру, имеющую по промежуточной изогипсе "-2425 м" размеры 2ґ9.5 км и амплитуду 50 м. Наиболее крутые углы падения характерны для его западной и юго-западной частей, где они достигают 2°.

По данным бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин с учетом сейсмических материалов построена серия структурных карт по поверхностям различных стратиграфических подразделений: по кровле мегионской, алымской, покурской и березовской свит, а также по кровле продуктивных горизонтов ЮВ11, ЮВ12, БВ10, АВ1-7

На структурном плане пласта БВ10 по оконтуривающей изогипсе "-2250" размеры Ермаковского поднятия составляют 34ґ29 км, амплитуда 100 м, а углы падения крыльев от 20' до 2°. При этом сохраняются все локальные поднятия и их элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту "Б".

По кровле мегионской свиты структурный план Ермаковского поднятия в основном повторяет структуру по кровле пласта БВ10, но с заметным выполаживанием структурных форм и с углами наклона крыльев от 20' до 1°30', а амплитуда уменьшается до 70 м.

Структурные планы по кровле продуктивных пластов АВ1-2 и кровле алымской свиты в основном совпадают со структурными планами нижезалегающих горизонтов, но с еще большим выполаживанием структурных форм. По кровле алымской свиты Ермаковская структура имеет углы наклона крыльев 10'-40' и амплитуду около 40 м.

До конца аптского века основной структурный план поднятия сохраняется, но с сокращением амплитуд.

Затем за счет относительного воздымания Ореховского и западной периклинали Ермаковского поднятий обе эти структуры по кровле покурской свиты сливаются, а осложняющие их локальные структуры более высоких порядков нивелируются. Это характерно и для структурного плана на конец кампанского века (кровля березовской свиты).

Ореховская структура, расположенная в западной части Ореховского к.п., представляет собой на структурной карте по отражающему горизонту "Б" небольшое, вытянутое субширотное поднятие. По сейсмоизогипсе "-2450 м" размеры ее составляют 9.5ґ4 км, площадь 38 км2, амплитуда 55 м, а углы наклона крыльев не превышают 2°30'.

Максимальная отметка свода Ореховской структуры по горизонту "Б" по сейсмическим данным составляет - 2395 м, Ермаковской структуры - 2310 м, т.е. последняя расположена гипсометрически выше.

При анализе структурных карт по различным стратиграфическим подразделениям на Ореховском поднятии отмечаются те же закономерности, что и на Ермаковском: общая сходимость структурных планов с заметным выполаживанием, уменьшение углов наклона крыльев от 30'-2°30' по верхнеюрским отложениям до 10'-40' по кровле алымской свиты (аптский ярус).

По кровле покурской и березовской свит структурный план Орехово-Ермаковского поднятия претерпевает некоторые изменения: изменяется форма складки и она становится менее вытянутой. На фоне общей тенденции постепенного выполаживания оно более интенсивно происходит в районе западного крыла поднятия, что приводит к некоторому смещению центра свода на запад.

Корреляционный анализ структурных планов Ореховского и Ермаковского поднятий по различным горизонтам подтверждает высокую степень соответствия структур по разрезу, а также фиксирует изменения в структурном плане в отложениях верхнего мела относительно нижележащих стратиграфических подразделений.

По имеющимся геолого-геофизическим материалам основные этапы развития Ореховского к.п., начиная с юрского времени, представляются следующим образом. Основные тектонические элементы современного плана достаточно четко проявились уже в валажинское время, когда обособились Ореховское и Ермаковское поднятия. Общим для них является интенсивный рост в нижнемеловое время: свыше 80% их современных амплитуд сформировались к концу сеномана. Это время интенсивного роста структур соответствует наибольшей тектонической активности района в послеюрский период развития.

Однако, наряду с выявленными общими чертами тектонического развития локальных структур Ореховского к.п. отмечается и некоторые различия. Это выражается в различных темпах прогибания этих структур в готерив-сеномане: отставание в темпах погружения Ермаковской структуры относительно Ореховской, что привело к ее более высокому гипсометрическому положению по поверхности нижнемеловых и юрских отложений. Эти различия в тектоническом развитии нашли отражение в нефтеносности месторождения: во-первых, на Ореховской площади, в отличие от Ермаковской, отсутствуют залежи нефти в группе пластов АВ, во-вторых, водонефтяные контакты по залежи пласта Ю11 гипсометрически значительно ниже на Ореховской, чем по залежам пласта Ю11 на Ермаковской площади.

Итак, сложное тектоническое развитие Орехового к.п., к которому приурочено Орехово-Ермаковское месторождение, повлияло на его геометрическую структуру и литологический состав отложений. В свою очередь, это оказало сильное влияние на распределение в его пределах как залежей в различных НГК, так и параметров, влияющих на их разработку.

2.2 Описание технологического процесса подготовки скважинной продукции

Полное наименование производственного объекта: Комплексно сборный пункт №3

Назначение: подготовка нефти, нефтяного попутного газа, подготовка товарной воды из нефтяной эмульсии, поступающей со скважин Цеха добычи нефти и газа №5 (ЦДНГ-5), а как же частично подготовленной нефти с ДНС-27 целью последующей транспортировки:

* Подготовленной нефти - на Нижневартовский ЦТП ЦПСН-1;

* Очищенной пластовой (подтоварной) воды - КНС-3Бис;

* Нефтяного газа - на Нижневартовский газоперерабатывающий завод (НВ ГПЗ).

Год ввода в эксплуатацию: в режиме ДНС с 1972 года, в режиме КСП с 1977 года.

Количество технологических линий (потоков) и их назначение: одна технологическая линия, предназначенная для подготовки нефти, нефтяного попутного газа, подтоварной воды из нефтяной эмульсии, поступающей со скважин ЦДНГ-5.

Полное наименование производственного объекта: Кустовая насосная станция №3Бис.

Назначение: закачка промысловых очищенных подтоварных, сточных вод или воды из поверхностных или (и) подземных источников в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемых продуктивных горизонтах Самотлорского месторождения.

Год ввода в эксплуатацию: 1994 год.

Количество технологических линий (потоков) и их назначение: одна технологическая линия, предназначенная для очищенной подтоварной воды с очистных сооружений P-351 в нагнетательные скважины ЦДНГ-5.

Полное наименование производственного объекта: Вакуумная компрессорная станция №3

Назначение: компримирование попутного нефтяного газа концевых ступеней сепарации P-351 до давления, обеспечивающего подачу его в газопровод выхода газа с сепараторов первой ступени сепарации на Нижневартовский ГПЗ.

Год ввода в эксплуатацию: 1997 год.

Количество технологических линий (потоков) и их назначение: одна технологическая линия, предназначенная для компримирования нефтяного попутного газа концевых ступеней сепарации до давления, обеспечивающего подачу его в газопровод выхода газа с сепараторов первой ступени сепарации на Нижневартовский ГПЗ.

2.3 Характеристика сырья и готовой продукции

Нефть - это смесь большого количества углеводородов и других органических веществ. Основную массу нефти составляют углеводороды трёх гомологических рядов - алканы, циклоалканы и арены.

Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворённый газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьём для производства жидких энергоносителей (бензин, керосин, дизельное топливо, мазута), смазочных масел, битумов и кокса

Товарная нефть - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Подтоварные воды и воды продуктивного горизонта, подлежащего заводнению, определяют по содержанию шести основных компонентов (шестикомпонентный анализ): Сl-; НСО3-2: CO3-2; Ca+2; Mg+2 Na++K+, а также по плотности воды и водородный показатель (рН). Значение рН должно находиться в пределах 4,5 до 8,5. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л. B воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, не допускается присутствие сульфатвосстанавливающих (СВБ) бактерий.

Пластовые воды Куст № Р-351 Орехово-Ермаковского месторождения преимущественно хлоридно-кальцевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и калия, хлора, кальция

Растворенные в нефти Газы в основном жирные, содержат 25-30% гомологов метана. Компонентный состав нефтяного газа представлен в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Компонентный состав нефтяного газа

НАИМЕНОВАНИЕ КОМПОНЕНТА	ЕДИНИЦА ИЗМЕРЕНИЯ	РАЗУЛЬТАТА АНАЛИЗА	НОРМАТИВНАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Гелий		0,0056
Водород		0,0015
Кислород		0,85
Азот		3,66
Углекислый газ		0,83
Метан	% об.	83,14
Этан	% вес.	1,82	ГОСТ 31371.7
Пропан	Мольная доля	3,81
И-Бутан		1,09
Н-Бутан		2,37
И-Пентан		0,69
Н-Пентан		0,85
Гексаны		0,64
Гептаны		0,242
Плотность газа при 20?	Кг/м3	0,8817
Молекулярная масса газа	г/моль	21,14	ГОСТ 31369
Теплота сгорания	МДж/м3	39,57

В процессе разведки и пробной эксплуатации на Ермаковской площади проводились комплексные исследования нефтяных объектов. При исследовании скважин отбирались поверхностные и глубинные пробы нефти и растворенного газа.

Физико-химические свойства и компонентный состав нефтей и нефтяных газов Орехово-Ермаковского месторождения изучались на образцах глубинных и поверхностных проб в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии

Отбор глубинных проб на скважинах производился глубинными пробоотборниками проточного типа ПД-3М и поршневого типа ВПП-300. В качестве основных критериев качества глубинных проб были приняты следующие:

- сопоставимость характеристик параллельно отобранных проб,

- согласованность измеренной величины давления насыщения нефти газом со значениями пластового и забойного давления (т.е. давление насыщения должно быть ниже забойного давления, что соответствует требованию однофазности пластового флюида в точке отбора проб).

Исследование глубинных проб проводилось на установках высокого давления поршневого типа (аппаратура АСМ-300, УИПН-2М, PVT-12). Разгазирование пластовых нефтей проводилось однократным способом и методом ступенчатой сепарации (моделирующим промысловую систему сбора и подготовку продукции скважин).

При ступенчатом разгазировании в Тюменской Центральной Лаборатории приняты единые условия сепарации: I ступень - давление 4.0 МПа, II- давление 0.8 МПа, III- 0.2 МПа, IV- 0.1 МПа. Температура на всех ступенях составила +20оС. В лаборатории НижневартовскНИПИнефть нефти исследовались только при однократном разгазировании.

В качестве методического обеспечения исследовательских работ использовались положения и рекомендации отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Компонентный состав нефтей и растворенных газов изучался методами газожидкостной хроматографии на приборах типа ЛХМ-80, «Хром-5», «Вариан 3700».

Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей исследовались по типовым методикам, предусмотренным государственными стандартами (перечень ГОСТов приведен в отраслевом стандарте ОСТ 39-112-80).

Пласт ЮВ12

Свойства нефти и нефтяного газа пласта ЮВ11 изучены на образцах глубинных проб из скважины 3338 и поверхностных проб из скважины 364Р. Свойства нефти пласта ЮВ12 приняты с учетом результатов исследования верхнего объекта:

- пластовое давление 24 МПа;

- пластовая температура 92°С;

- давление насыщения 8.3 МПа;

- газосодержание 67.3 м3/сут;

- суммарный газовый фактор 60 м3/сут;

- плотность в условиях пласта 786 кг/м3;

- вязкость в условиях пласта 1.26 мПа*с;

- объемный коэффициент 1.252 д.ед.

По данным исследования глубинных проб нефть пласта ЮВ12 средней и высокой газонасыщенности в среднем 67.3 м3/т, маловязкая (в условиях пласта 1.26 мПа*с), легкая (786 кг/м3).

Давление насыщения нефти газом около 8-9 МПа.

В процессе дифференциального разгазирования величина газового фактора в среднем составляет 60 м3/т. Плотность дегазированной нефти 842 кг/м3, плотность выделившегося нефтяного газа - 1.258 кг/м3 (значения плотности приведены к стандартным условиям: 0.1 МПа, 20°С). Растворенный газ жирный, с концентрацией метана менее 52%. Суммарное количество неуглеводородных компонентов не превышает 2-3%. Содержание тяжелых углеводородов группы С6+ высшие достигает 33% (табл. 3.1.1).

По материалам исследования поверхностной пробы из скважины 364Р, разгазированная нефть легкая (836 кг/м3), маловязкая (3.7 мПа*с), малосмолистая (2.66%), парафинистая (1.43%), сернистая (0.99%), с выходом фракции до 350°С более 55% (табл. 2.3.4). Шифр технологической классификации II Т1 П2.

По промыслово-геологическим данным в горизонте ЮВ1, стратиграфически приуроченного к васюганской свите, выделяются два пласта: ЮВ11 и ЮВ12, перемычка между которыми представлена аргиллитами с прослоями алевролитов (рис. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4). Пласт Ю12 на Ермаковской площади на дату подсчета запасов был вскрыт 16 поисково-разведочными и 257 эксплуатационными скважинами, из которых в зонах замещения (неколлектора) размещается 7 первых и 16 вторых. Пласт Ю12 представлен тремя обособленными нефтяными залежами: северной, западной, восточной и локальными, установленными единичными скважинами (графические приложения 19 и 20). Локальные залежи рассматриваются совместно с основными. Общая площадь их нефтеносности составляет 24485 тыс.м2. Непроницаемые прослои между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями залежей отсутствуют.

Северная залежь, имеющая субмеридиональное простирание, установлена в районе скважин №3502, №3187, №1898, №1903 и др. Нефтенасыщенные толщины определены по материалам ГИС и изменяются от 14.0 м (скв. №3203) до полного замещения коллектора глинистыми породами (скв. №344) (графическое приложение 20) и составляет в среднем по ЧНЗ 9.8 м. Абсолютные отметки (а.о.) ВНК варьируют от -2390 м на юге до -2419 м на севере. Залежь - структурно-литологического типа, размером 0.5-1.8ґ3.5 км.

С северо-запада к ней примыкает небольшая залежь в районе скважины №419, в которой пласт ЮВ12 с нефтенасыщенной толщиной 10.7 м вскрыт на отметке -2430.7 м, а а.о. ВНК по данным ГИС - 2444.2 м.

Западная залежь, имеющая субширотное простирание, расположена в районе скважин №345, №1930, №1932, №3280 и др. Нефтеносность доказана испытанием скважины №3329, где при совместном опробовании пластов ЮВ11 и ЮВ12 получен приток нефти 1.3 м3/сут. Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по результатам ГИС и изменяются от 18.4 м (скв. №1945) до полного замещения (скв. №3285, №345). ВНК отмечаются на а.о. от -2381.2 м до -2413.0 м. Залежь - структурно-литологического типа размером 3.0ґ6.5 км.

Между западной и восточной залежами установлены еще две небольшие в районе скв. №3354 и скв. №1162, №3390, которые рассматриваются вместе с западной. В целом с ними по западной залежи среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) пласта составляет 8.9 м.

Восточная залежь, также имеющая субширотное простирание, установлена скважинами №3325, №1940, №1130 и др. Эффективные нефтенасыщенные толщины и отметки ВНК выделены по материалам ГИС. ВНК меняется по залежи от а.о. -2393 м до -2422.8 м, при этом наблюдается понижение в северо-восточном направлении. Залежь - структурно-литологического типа размером 1.8ґ3.5 км.

С восточной залежью вместе рассматриваются еще две небольшие, установленные в районе скв. №1972, №1973, размером 0.6ґ1.2 км и скв. №3400. Для них среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ пласта имеет наибольшее значение по Ю12, составляет 13.9 м.

Таким образом, по залежам пласта ЮВ12 отмечается понижение уровня ВНК в северо-восточном и восточном направлениях. Доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) составляет 51%, изменяясь от 45% до 57%, доля прерывистых коллекторов (ПК) изменяется от 10% до 26%, составляя по пласту 18%, а сильно прерывистых коллекторов (СПК) - 13 - 45%, в среднем 31%.Коэффициент песчанистости (Кп), определенный по геолого-статистическому разрезу (ГСР) относительного содержания доли коллектора в пласте, изменяется от 0.38 до 0.6, в среднем по пласту - 0.489.Доля нефтенасыщенного коллектора толщиной до 2 м составляет 47%, от 2 до 4 м - 17%, более 4 м - 36%.

Пластовые воды - подземные воды, циркулирующие в пластах горных пород. В нефтегазопромысловой геологии под пластовыми водами понимают воды, находящиеся в продуктивном пласте. Они подразделяются на воды законтурные, подошвенные, промежуточные пластовые.

Факельная система, предназначенная для сжигания нефтяного попутного газа при аварийных, периодичных и постоянных сбросах.

Блок реагентного хозяйства (БРХ) предназначен для подачи реагентов-деэмульгаторов в поток газожидкостной смеси, поступающей с нефтяных скважин для интенсификации подготовки нефти.

2.4 Нормы технологического режима на Орехово-Ермаковском месторождении

Приемные коллекторы на 1 ступень сепарации:

Рабочие давление 1,5 Мпа. Температура 2,3?.

Нефтегазосепараторы 1 ступени сепарации (НГС 1-5):

Рабочие давление 1,8-1,13 Мпа. Измерение и регулирование уровня жидкости 9,3-9,7м. Контроль уровня жидкости 3,3-3,7м.

Газосепараторы ГС 1-2:

Рабочие давление 1,6-1,7 Мпа. Измерение и регулирование уровня жидкости 9,1-9,2м. Контроль уровня жидкости 3,1-3,2

Отстойники ОГ 1-5:

Рабочие давление 1,14-1,18 Мпа. Измерение и регулирование уровня раздела фаз «нефть-вода» 9,8-9,12м.

Нефтегазосепараторы КСУ 4-5:

Рабочие давление 1,35-1,36 Мпа. Измерение уровня жидкости 4,25-4,26М. Контроль уровня жидкости 3,19-3,20М.

Блок реагентного хозяйства БРХ:

Уровень реагента в мерных емкостях 4,20-4,21м. Давление на выкиде дозирующих насосов 1,28Мпа.

Таблица 2.2 Допустимые параметры

П/П	Наименование	Допустимые параметры	Единица измерения
1	Давление на приеме насоса НА-1 НА-2 НА-3 НА-4 НА-5 НА-6 НА-7 НА-8	0,35-1,4	Мпа
2	Давление на выкиде насоса НА-1 НА-2 НА-3 НА-4 НА-5 НА-6 НА-7 НА-8	9,5-15,3	Мпа
3	Давление на ВРГ	11,6-14,8	Мпа
4	Температура подшипников насоса и двигателя	До 70	?
5	Давление масла на насосе	В начале линии 0,1-0,15 В конце линии 0,09-0,11	Мпа
6	Давление масла на двигателе	В начале линии 0,1-0,15 В конце линии 0,09-0,11	Мпа

Таблица 2.3 Нормы технологического режима работы Р-351

П/П	Наименование	Допустимые параметры	Единица измерения
1	Входной коллектор -температура	+5ч+40	?
2	Сепаратор С-101: -давление -уровень	-0,02 ч 0,02 0 ч 225 0 ч 275	Мпа мм
3	Компрессор: -давление всасывания -давление нагнетания -давление масла в коллекторе смазки -температура газомасляной смеси на нагнетании -температура подшипников	-0,02 ч 0,02 0,35 ч 0,55 0,20 ч 0,30 100 ч 105 Не более 80	Мпа Мпа Мпа ? ?
4	Маслоотделитель С-102/1,2: -уровень	240 ч 455	Мм
5	Аппарат воздушного охлождения масла АТ-101/1,2 АТ-201/1,2: -давление в масленом коллекторе -температура масла после охлождения	Не менее 0,2 Не более 95	Мпа ?
6	Насос перекачки масла Н101/1,2 -давление нагнетания	Не более 0,4	Мпа
7	Конденсатосборник Е-101 -давление -уровень	-0,02 ч 0,55 700	Мпа Мм
8	Компрессор: -осевой сдвиг	Не более 4,0	мм
9	Узел учета газа: -расход -давление -температура	54,2 ч 4010,6 0 ч 1,0 0 ч 150	Мпа ?

2.5 Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

С целью увеличения результативности функционирования буровых установок применяются тепловые методы повышения нефтеотдачи.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи представляют собой способы улучшения притока «черного золота». Это непосредственно методы повышения функционирования установок, находящихся в действии, которые основываются на увеличении температуры искусственным образом в их стволе и зоне, примыкающей к нему.

Такие способы широко применяются в случаях добычи высоковязкой парафинистой и смолистой нефти. За счет прогрева происходит разжижение сырья.

Также расплавляется парафин и смолистые вещества, которые оседают в процессе функционирования буровых установок. Они покрывают обычно стенки, подъемные трубы.

Также такие вещества оседают в зоне, примыкающей к стволу. На рисунке ниже представлен механизм вытеснения сырья с применением данных методов.

К таким способам относятся следующие:

- воздействие на пласт посредством пара;

- горение внутри пласта;

- пароциклические обработки скважин.

Каждый из них имеет свои особенности.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи: воздействие на пласт посредством пара

Первый способ - метод, который актуально применять для вытеснения высоковязкого сырья.

Его суть заключается в следующем. Пар нагнетается с поверхности в пласты, для которых характерна низкая температура и высокая вязкость «черного золота». Это осуществляется с применением специальных установок. Они располагаются внутри зоны с областью сплошного нефтенасыщения.

За счет того, что пар обладает большой теплоемкостью, в залежи вносится существенное количество необходимой энергии.

Такая энергии в свою очередь позволяет:

- нагреть пласт;

- снизить относительную проницаемость и вязкость;

- расширить насыщающие пласты агентов-энергоносителей, воды, газа.

Впоследствии происходит образование трех зон. Они различаются между собой по трем факторам. Это температура, степень и характер насыщения.

Так, выделяют:

- зону пара, которая образуется вокруг установки, предназначенной для нагнетания;

- зону горячего конденсата;

- зону с первоначальной температурой пласта, которая не охватывается тепловым воздействием.

Когда пласт нагревается, то это приводит к дистилляции сырья, снижению вязкости и объемному расширению всех агентов. Также изменяются фазовые проницаемости, смачиваемость горной породы и подвижность ресурса.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи: горение внутри пласта

Вторая разновидность, которую включают тепловые методы повышения нефтеотдачи, делится на два типа: сухое и жидкое горение.

Этот вариант увеличения эффективности заключается в том, что сырье имеет способность вступать в реакцию окисления с кислородом. Вследствие данного процесса выделяется огромное количество теплоты.

Так, при сухом горении происходит нагнетание в пласт только воздуха. Последний имеет низкую теплоемкость. В результате фронт нагревания сырья отстает от перемещающего фронта горения.

Во втором случае ситуация выглядит несколько иначе. В пласт, кроме кислорода, закачивается еще и вода. Когда осуществляется ее соприкосновение с породой, которая нагревается движущимся фронтом, то происходит испарение.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи: пароциклические обработки

Суть данного метода состоит в том, что в пласт нагнетается пар через специальные установки.

Этот способ применяется для прогрева непосредственно в зоне, примыкающей к стволу. Он способствует:

- уменьшению вязкости сырья;

- повышению давления;

- облегчению условий фильтрации;

- увеличению притока сырья к скважине.

Процессы, которые происходят в пласте, отличаются некоторой сложностью. Стоит отметить, что, как и в первых двух случаях, они сопровождаются теми же явлениями.

2.6 Технология проведения тепловой обработки призабойной зоны пласта

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов.

Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти.

Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, т. к. повышается температура нефти и снижается ее вязкость; также уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.

Обработка паром и горячей водой

При этом способе теплоноситель - пар - получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ).

Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Электротепловая обработка

Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).

Для электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС - 1200.

Состоит из 3х электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов.

На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.

Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом.

В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом.

Температура на забое стабилизируется через 3- 5 сут. непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20-50 м вверх и на 10-20 м вниз от места установки нагревателя.

Эффект прогрева действует 3-4 мес.

Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:

- при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника тепла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

- при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

- метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей.

Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти.

При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал продуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3-7 суток.

Продолжительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

- при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

- при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120.

Паротепловые обработки проводят в скважинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа * с.

...