Интенсификация нефтедобычи:методики обработки нефтяных скважин

Нефтяные пласты и обводнение: методы контроля

Нефтяные пласты представляют собой геологические структуры, содержащие нефть и газ. При эксплуатации нефтяных месторождений возникает проблема обводнения, когда вместе с нефтью в подземных пластах вытекает и вода. Обводнение может значительно снизить эффективность добычи нефти и отрицательно повлиять на экономические показатели проекта. Для контроля обводнения применяются различные методы.

Один из основных методов контроля обводнения – инжекция газа в пласт. Газ, вводимый в пласт, создает давление, что помогает сдержать подъем воды вместе с нефтью и увеличить приток нефти на поверхность. Инжекция газа может быть проведена как непрерывно, так и периодически, для поддержания оптимального давления в пласте.

Второй метод контроля обводнения – использование химических агентов. Химические агенты, добавляемые в скважину, способны нарушить капиллярное давление в пласте, что препятствует проникновению воды и помогает поддерживать высокую долю нефти в потоке.

Третий метод – применение технологии гидроразрыва пласта. Гидроразрыв пласта проводится с целью создания песчаных наполнений внутри пласта, которые помогут задержать воду и улучшить приток нефти. Специальные жидкости впрыскиваются в пласт, создавая прорывы и расширения, которые стимулируют процессы разрушения геологической структуры и создания новых пористых зон.

Для эффективного контроля обводнения необходимо использовать комплексное подход к управлению нефтяными пластами. Каждый конкретный случай требует индивидуального анализа и выбора оптимальных методов контроля обводнения, учитывая геологические и гидродинамические условия месторождения. Современные технологии и инженерные методы позволяют достичь высокой эффективности в контроле обводнения и максимальной добыче нефти.

Нефть на морском шельфе

Выбор технологии добычи зависит от глубины скважины и ее удаленности от побережья. На небольших глубинах используют стационарные платформы. При глубине около 100 метров применяют плавучие платформы с опорами. На более глубоких участках работают полупогружные буровые установки. На экстремальных глубинах – буровые суда.

После окончания процесса бурения на дно устанавливается многотонная система, которая предотвращает утечку добываемого сырья в открытые воды. Подъем нефти на поверхность производится при помощи системы гибких шлангов.

Большая часть затрат приходится на монтаж и обслуживание морской буровой нефтяной платформы.

Обработка нефтяных скважин специальными реагентами

Реагентами выступают различные минеральные и органические вещества, как в твердой, так и в жидкой фазе.

https://youtube.com/watch?v=4zW5S296UW8

Реагенты, применяемые при этом способе, бывают следующих типов:

кислотные, которые растворяют закупоривающие образования (кольматы) в пласте с помощью кислотных свойств закачиваемого раствора;
окислительно-восстановительные, вступающие в реакции с кольматами вследствие переноса электронов к окислителю от восстановителя, что приводит к изменению фазового состояния входящих в состав реагирующих веществ компонентов;
комплексные, которые обеспечивают образование комплексных растворимых соединений;
полифункциональные, растворяющая способность которых основана на одновременном кислотном и окислительно-восстановительном воздействия на кольматы и другие породы нефтеносного пласта.

Технологии увеличения нефтеотдачи

Нефтеотдача – это показатель эффективности процесса добычи нефти. Чем выше нефтеотдача, тем больше нефти удается извлечь из месторождений. Существует несколько технологий, которые помогают увеличить нефтеотдачу. Они применяются в зависимости от геологических условий и характеристик месторождения.

1. Вторичное вскрытие пласта. Эта технология используется, когда первичная добыча нефти на источнике исчерпана. Вторичное вскрытие пласта осуществляется путем повторного прокола скважины в удаленной от исходной точке месте. Это позволяет повысить нефтеотдачу за счет увеличения общего объема добываемой нефти.

2. Водоотливные технологии. Эти технологии основаны на вводе воды в пласт для поддержания давления и увеличения нефтеотдачи. Одним из способов является ввод воды через нагнетательные скважины, чтобы создать фронт воды и продвигать нефть к добывающим скважинам. Еще один способ — использование воды с повышенным содержанием полимеров или солей, что позволяет снизить вязкость нефти и значительно увеличить скорость ее движения.

3. Технологии химической методы. Они основаны на использовании различных химических веществ, которые изменяют физико-химические свойства нефти или пластовых флюидов, чтобы повысить нефтеотдачу. Например, полимеры могут увеличить вязкость воды, что позволяет лучше перемешиваться с нефтью и перемещаться вдоль пласта. Это способствует более эффективной добыче нефти.

4. Гидроразрыв пласта. Эта технология используется для разрушения горных пород нефтяного пласта под действием давления воды или специальных растворов. После гидроразрыва пласта возникают трещины, через которые нефть может свободно проникать в скважины и быть извлечена. Этот метод особенно эффективен для месторождений с плохой фильтрацией и низкой проницаемостью.

5. Ультразвуковые технологии. Они основаны на использовании ультразвука для активации нефтяной среды и увеличения нефтеотдачи. Ультразвуковое воздействие помогает разрушить сопротивление нефти в пласте и повысить проницаемость. Это делает возможным более эффективную добычу нефти.

6. Термические технологии. Они основаны на применении теплового воздействия на пласт для увеличения его проницаемости и снижения вязкости нефти. Это позволяет нефти перемещаться легче и быть извлеченной. Примерами термических технологий являются прямоточная система нагрева, циклическое паропроизводство и подземное нагнетение пара.

Сравнение технологий увеличения нефтеотдачи
Технология
Преимущества
Недостатки

Вторичное вскрытие пласта

Требует дополнительных затрат на проколы скважин
Невозможность применения в некоторых геологических условиях

Водоотливные технологии

Поддержание давления и увеличение нефтеотдачи
Снижение вязкости нефти

Необходимость постоянного внесения воды
Возможность загрязнения водоносного горизонта

Химические методы

Увеличение вязкости воды
Эффективность в различных геологических условиях

Гидроразрыв пласта

Разрушение горных пород и образование трещин
Увеличение проницаемости пласта

Необходимость контроля процесса гидроразрыва
Риск загрязнения окружающей среды

Ультразвуковые технологии

Активация нефтяной среды
Повышение проницаемости

Высокая стоимость ультразвукового оборудования
Ограниченная применимость

Термические технологии

Увеличение проницаемости и снижение вязкости
Более эффективная добыча нефти

Требует больших затрат на энергию
Ограниченное использование в зависимости от типа пласта

Литература

Бухаленко Б.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию М., Недра, 1983 г., 390 с.
Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1987 г., 265 с.
Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.П. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования.М., Недра, 1985 г., 390 с.
Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 272 с.
Бочарников В.Ф., Чижиков Ю.Н. Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности (0508). Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Тюмень, 1987 г., 33 с.
Беззубов Д.В и др. Насосы для добычи нефти. М., Недра, 1986 г., 224 с.
Говорова Г.Л. Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти с

США. М., Недра, 1970 г., 272 с.

Иванов М.Н., Детали машин М., Высшая школа, 1991 г., 350 с.
Казак А.С., И.И. Росин, Л.Г. Чичеров Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973 г, 230 с.
Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1974

г, 184 с.

Сулейманов М.М. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., Недра, 1980 г, 392 с.

12.Чичеров Л.Г. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудова-

ния М., Недра, 1987 г., 280 с.

13.Паспорт погружного центробежного модульного насоса. 211. НМЛ

03.000 ПС 1. Лебядянский машиностроительный завод. 15 с.

14.Анализ отказов по ЭЦН. СЦБПО ЭПУ, Сургут, 1998 г.

15.Руководство по эксплуатации УЭЦНМ. БПТО и КО № 3, Сургут. 118 с.

Приложение 5

Сведения о наработке и количестве отказов установок, оборудованных ЭЦН

НГДУ,

Месторождение

Тип оборудования

Общая наработка

Кол-во отказов

Наработка на отказ

Быстринскнефть

ЭЦН – 20

130

200

250

400

Итого:

19224

117828

75781

80062

45203

11898

3828

13581

367405

349

192

178

122

960

295

337

394

449

370

495

638

565

382

Федоровскнефть

ЭЦН – 20

130

200

250

400

500

ODI

Итого:

53552

274536

180361

148510

82399

27369

10262

7396

14403

11464

810252

209

1047

537

422

285

2722

256

262

335

351

289

325

205

273

576

318

297

Сургутнефть

ЭЦН – 20

130

200

250

ODI

Итого:

1966

93900

63829

40291

13234

3499

187

216906

239

124

497

245

392

514

530

378

269

436

Лянторнефть

ЭЦН – 20

130

200

250

ODI

Итого:

7029

577040

167271

56011

9850

2964

12472

3278

835915

2160

453

145

2896

132

267

369

386

289

329

461

218

288

СНГ

ЭЦН – 20

130

200

250

400

500

ODI

Итого:

70548

1193103

484640

288976

119629

37549

12056

7414

26875

15261

22561

314

4386

1359

752

388

112

7500

224

272

356

384

308

335

227

264

516

272

300

Стоимость и экономический аспект

Одним из самых важных факторов при выборе между ЭЦН и ШГН является их стоимость.

Стоимость ШГН обычно ниже, чем ЭЦН, так как ШГН требует меньше материалов для производства, а также не требует специализированного оборудования для установки. Если у вас ограниченный бюджет, то ШГН может быть более подходящим вариантом.

Однако, следует учитывать, что экономический аспект не ограничивается только на стоимости установки. В течение жизненного цикла насоса, обе системы имеют свои преимущества и недостатки.

ШГН имеет меньшие эксплуатационные расходы, так как он обычно требует меньшей мощности для работы. Он также может быть проще в обслуживании и ремонте.

С другой стороны, ЭЦН может иметь более высокую производительность и длительный срок эксплуатации, что может снизить общую стоимость владения в долгосрочной перспективе. Также стоит отметить, что в некоторых ситуациях, ЭЦН может обеспечить лучшую защиту от СВП и коррозии.

В целом, выбор между ЭЦН и ШГН зависит от ваших конкретных потребностей и условий эксплуатации. Хорошо продуманное решение может сэкономить вам деньги в долгосрочной перспективе и повысить эффективность работы установки.

Бурение нефтяных скважин

Бурение нефтяных скважин — это процесс создания отверстий в земле для добычи нефти и газа. Он является одним из основных этапов нефтегазового производства и требует использования специальных технологий и оборудования.

Процесс бурения скважин включает следующие основные этапы:

Подготовительные работы. В этом этапе происходит выбор месторождения для бурения, проводится геологическое и геофизическое исследование, определяются параметры скважины, подготавливаются необходимые документы и разрешения.
Проектирование скважины. На этом этапе определяются характеристики и конфигурация скважины, выбираются типы оборудования и технологии бурения.
Установка буровой вышки. Буровая вышка – это специальная конструкция, на которой располагается основное буровое оборудование. Высота вышки может достигать нескольких десятков метров.
Бурение скважины. На этом этапе происходит фактическое создание отверстия в земле. Буровое оборудование вращает специальные долота, которые проникают в грунт и пробуривают его. Очень часто буровые работы производятся на больших глубинах и под высоким давлением.
Замкнутые работы. После достижения необходимой глубины скважины производятся замкнутые работы, включающие установку обсадных труб и системы цементирования. Это необходимо для предотвращения обрушений стенок скважины и защиты от проникновения воды и газа.

После завершения основных этапов бурения скважины производится обкладка и оснащение, а также подключение к системе добычи нефти и/или газа. После этого может начаться активная эксплуатация и добыча полезных ископаемых.

Бурение нефтяных скважин является сложным и технологически продвинутым процессом, требующим высокой квалификации и опыта специалистов. Каждая скважина уникальна и требует индивидуального подхода при ее проектировании и бурении.

Очистка и разведка месторождений нефти

Очистка и разведка месторождений нефти является важным этапом в добыче и производстве нефти. Эти процессы помогают определить размер и характеристики месторождения, а также определить наиболее эффективные способы добычи.

Очистка месторождений нефти включает в себя ряд технологических операций, которые направлены на удаление примесей и нефтепродуктов, тем самым обеспечивая более эффективную добычу и увеличивая его выход.

Основные способы очистки и разведки месторождений нефти

1. Геофизические исследования: Геофизические исследования позволяют определить границы месторождения, его структуру и свойства. Различные методы, такие как сейсморазведка и электромагнитные исследования, используются для получения информации о природных резервах нефти.

2. Разведочное бурение: Разведочное бурение проводится для получения информации о физических и геологических характеристиках месторождения. Оно помогает определить наличие нефти, ее состав, плотность и давление внутри скважины.

3. Пробоотбор и анализ: Пробоотбор позволяет получить образцы нефти и грунта для проведения лабораторных анализов. Это дает возможность определить химический состав нефти, содержание примесей и другие важные параметры, которые могут влиять на процесс добычи.

4. Оценка запасов: На основе полученных данных проводится оценка запасов месторождения. На основе этой информации определяются способы и технологии добычи, а также расчет потенциальной прибыли.

5. Очистка и установка оборудования: После проведения разведочных работ и определения нефтяных запасов, проводится очистка месторождения от растительности и других препятствий. Затем устанавливается оборудование для добычи нефти, включая скважины, насосы и системы транспортировки.

6. Нефтедобыча: После всех подготовительных работ начинается процесс нефтедобычи. Он включает в себя бурение скважин, эксплуатацию месторождения и дальнейшую очистку нефти.

Заключение

Очистка и разведка месторождений нефти являются неотъемлемыми этапами в добывающей индустрии. Они позволяют определить характеристики месторождения, его размеры и потенциал, что в свою очередь облегчает процесс добычи и увеличивает эффективность работы.

Комплексное применение ФОЖ и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Южно-Сургутском месторождении

В качестве объектов для комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки Южно-Сургутского месторождения были выбраны объекты, относящиеся к пластам БСю-і и БСю-2- Критерии выбора участков для комплексной интенсификации практически не отличались от изложенных в предыдущем разделе для пластов БСю и БСц Ефремовского месторождения, в связи с чем в данном разделе не приводятся.

Анализ геолого-физических характеристик продуктивных коллекторов, выбранных для обработки, показал, что в данном случае более эффективным агентом для проведения физико-химического воздействия может стать полимерногелевый состав Темпоскрин (ПГС Темпоскрин), представляющий собой радиационно-сшитый полиакриламид, который при растворении в воде образует зернистый гель с повышенными реологическими свойствами. Темпоскрин используется в нефтедобыче для изоляции высокопроницаемых обводненных пропластков и создания фильтрационных сопротивлений в продуктивном пласте малообъемными оторочками (100 — 300 м3 на нагнетательную скважину). Наряду с

ПГС Темпоскрин для физико-химического воздействия были использованы и другие сшитые полимерные системы (СПС).

Выбранные для обработки участки Южно-Сургутского месторождения характеризуются высокой расчлененностью и неоднородностью как по разрезу, так и по площади, а также невысокими продуктивными толщинами пропластков. Обработка ПГС Темпоскрин осуществлялась 3 — 4 раза через 6 — 8 месяцев, причём на участке применения ПГС Темпоскрин было интенсифицировано 183 скважины, на участке применения других СПС — 92 скважины.

Сопоставление динамик добычи жидкости, нефти, а также изменения обводнённости и водонефтяного фактора, представленное на рисунках 4.10 — 4.12, показало, что комплексное воздействие более эффективно на залежах с меньшей выработкой запасов, поэтому с повышением степени выработки запасов необходимо увеличивать объем закачиваемого полимерно-гелевого состава.

— Характеристики работы участка пласта БСю-1 Южно-Сургутского месторождения после комплексной интенсификации

Технология комплексного применения интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки объектов Юганского региона была использована и на ряде других месторождений — Мамонтовском (пласты BCg, БСю, БСц), Тепловском (БС6 и БС8), Ефремовском (БСю, БСц), Южно- Сургутском

Объемы внедрения комплексного воздействия на объектах БС 5-12 Юганского региона месторождений за период 1999 — 2003 гг. приведены в таблице 4.3.

Общее количество скважино-операций по комплексному применению интенсификации отбора жидкости и физико-химических МУН с целью повышения эффективности разработки месторождений Юганского региона составило, таким образом, 1827. Технологическая эффективность комплексного воздействия на объекты БС 6-12 Юганского региона месторождений за период 1999 — 2003 гг. приведена в таблице 4.4.

Необходимо отметить, что комплексной интенсификации был подвергнут, как вы-сокообводнённый, так и низко- и среднеобводнённый фонд месторождений. Из данных таблицы 4.4 видно, что большинство обработок были успешными, а потери, связанные с ростом обводнённости и выводом скважин в бездействующий фонд, незначительны по сравнению с приростом добычи, что свидетельствует о высокой технологической и экономической эффективности комплексного метода воздействия на пласт с целью повышения эффективности разработки.

На основании проведённых исследований по анализу эффективности применения на месторождениях Юганского региона ГТМ, повышающих эффективность разработки, -ГРП, ФОЖ, комплексной технологии (сочетание ФОЖ и потокоотклоняющих технологий), разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Техническая характеристика насосов.

Основными параметрами насоса являются подача и напор. Под подачей понимают объем жидкости, который перекачивает насос за определенный промежуток времени (О, м3/сут). Напор — это максимальная высота, на которую насос может поднять жидкость (Н, м), или давление, которое способен преодолеть насос, выраженное в метрах столба жидкости.
В зависимости от условий эксплуатации центробежные насосы имеют переменные подачи и напоры. Графическая зависимость напора, потребляемой мощности и к.п.д. от подачи при постоянном числе оборотов называется характеристикой центробежного насоса. Обычно характеристики насосов устанавливают опытным путем (испытание водой />=1000 кг/м3): при постоянном числе оборотов насоса изменяют степень открытия задвижки, установленной на выходе из насоса, замеряют подачу (О), напор (Н) и мощность (И), далее по этим данным вычисляют КПД насоса {ц). Найденные таким путем зависимости изображают графически в прямоугольной системе координат, как правило, для 100 ступеней.
Основной характеристикой насоса считается зависимость напора от его подачи Н(О). По характеру кривой видно, что насос способен поднять столб жидкости на максимальную высоту (Н^, но при этом он будет работать вхолостую ((2=0) и наоборот — насос способен перекачать максимальный объем жидкости (0„„) при отсутствии противодавления (Н=0).

Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних режимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно и КПД будет равен нулю. При определенном соотношении () и Я, к.п.д. достигает максимального значения, равного примерно 50%. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называются оптимальным режимом работы насоса. Зависимость г(0) около своего максимума уменьшается плавно (3 — 5%), поэтому вполне допустима работа ЭЦН при режимах, отличающихся от оптимального в ту и другую сторону на некоторую величину. Область возможных режимов работы насоса называется рабочей частью или рабочей зоной.
Кривая N(0) характеризует зависимость потребляемой насосом мощности от подачи. Стендовые испытания различных насосов показали, что как правило, потребляемая насосом мощность снижается при уменьшении подачи.
Подбор насоса по существу сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, осуществлял максимально допустимый отбор жидкости с заданной глубины и работал при этом, на режимах приближенных к максимальному КПД.

УСЛОВНОЕ ОБОЗНАЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА
ЭЦН (К) (И) — XX — XXX — хххх
1      2    3     4     5   6
1    — Электроцентробежный насос
2    — Насос в коррозионостойком исполнении
3    — Насос в износостойком исполнении
4    — Габаритная группа насоса
5    — Номинальная подача насоса (м3/сут)
6    — Номинальный напор (м]
Габаритная группа насоса    5    5А    6    6А
Минимально допустимый внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм    123,7    130    144,3    148
Наружный диаметр корпуса насоса, мм    92    103    114    123

Пример обозначения электроцентробежного насоса с наружным диаметром корпуса 92 мм, номинальной подачей 80 м 3/сут и номинальным напором 1200 м, выполненного в износостойком исполнении:
ЭЦН (И) — 5 — 80 — 1200
Большое количество свободного газа, попадающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти, затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. При попадании газа в центробежный насос, в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», заполненные газожидкостной смесью пониженной плотности. С одной стороны, скопление газа стесняет проходное сечение канала, уменьшая подачу, а с другой стороны, препятствует нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса.

Вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка и происходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»).
Допустимая величина газосодержания на входе в насос колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции.

→

Применение в различных условиях

Электрические центробежные насосы (ЭЦН) и штангово-гидравлические насосы (ШГН) являются наиболее популярными методами добычи нефти и газа. Однако, каждый из них имеет свои преимущества и недостатки, которые могут оказаться важными в различных условиях.

В условиях, когда скважина имеет глубокое залегание и требует больших напоров для подъема жидкости, ЭЦН предпочтительнее ШГН. Это связано с тем, что ШГН ограничен в напоре и может быть неэффективным в глубоких скважинах, тогда как ЭЦН может работать на глубинах до 10 000 метров без потери производительности.

В условиях песчаной и гравийной добычи ШГН предпочтительнее ЭЦН. Это связано с тем, что ШГН имеет преимущество перед ЭЦН в предотвращении песчаных и гравийных пробок, которые могут повредить оборудование и снизить производительность.

Кроме того, ШГН обладает большей надежностью и долговечностью в условиях с высоким содержанием серы, которая может быть агрессивна к ЭЦН. Однако, в условиях с высоким содержанием газа, ШГН может быть менее эффективным, поскольку газ может вытеснять жидкость и снижать производительность.

Если рассматривать сравнительную экономику, то в условиях, где стоимость электроэнергии высока, ШГН может быть предпочтительнее ЭЦН, так как он использует гидравлическую энергию, которая оказывается более экономичной, чем электрическая энергия, необходимая для работы ЭЦН.

В целом, выбор между ЭЦН и ШГН зависит от множества факторов, таких как глубина скважины, содержание песка и газа, стоимость электроэнергии и условия эксплуатации

Поэтому, для достижения максимальной производительности и эффективности добычи нефти и газа, необходимо учитывать конкретные условия и принимать во внимание преимущества и недостатки каждого типа насосов

Выбор и применение методов добычи

Добыча нефти — это сложный и многоэтапный процесс, который включает в себя различные методы и технологии. Выбор подходящего метода добычи зависит от множества факторов, таких как геологические условия, тип месторождения, его гидродинамические свойства и экономическая эффективность.

Традиционные методы добычи:

Артезианская скважина — наиболее простой и распространенный метод добычи нефти. В этом случае нефть самопроизвольно приходит на поверхность под действием давления в скважине.
Промывная скважина — представляет собой скважину, в которой производится промывка песчаных прослоев специальными растворами для улучшения проницаемости и продуктивности месторождения.
Термический метод — основан на нагреве нефти, чтобы снизить его вязкость и облегчить ее добычу.

Современные методы добычи:

Гидравлический разрыв пласта — метод, при котором внутрь пласта вводят специальные жидкости и создают давление, чтобы разрушить горную породу и создать трещины, через которые нефть может проникнуть в скважину.
Водоотлив — метод, при котором из пласта удаляется вода, что позволяет повысить давление и улучшить приток нефти.
Подкол — метод, при котором скважина пробивается под углом под пластовым барьером, что позволяет добывать нефть из областей, недоступных для вертикальной скважины.

Сочетание методов:

Часто в добыче нефти комбинируются несколько методов. Например, сначала применяются традиционные методы добычи, а затем, при снижении продуктивности месторождения, переходят к современным методам.

Выбор метода добычи нефти зависит от множества факторов и требует комплексного подхода. Каждый метод имеет свои преимущества и недостатки, и выбор должен основываться на определении наиболее эффективного способа, учитывая все особенности конкретного месторождения.

Сравнение методов добычи
Метод
Преимущества
Недостатки

Артезианская скважина
Простота и низкая стоимость
Ограниченная продуктивность

Промывная скважина
Повышение проницаемости
Невозможность применения на всех типах месторождений

Термический метод
Снижение вязкости нефти
Высокая энергозатратность

Гидравлический разрыв пласта
Увеличение притока нефти
Риск загрязнения пласта

Водоотлив
Повышение продуктивности
Риск снижения давления в пласте

Подкол
Добываются нефти из недоступных участков
Сложность осуществления

Технологические инновации в нефтегазовой промышленности

Нефтегазовая промышленность постоянно ищет новые способы повышения эффективности и безопасности своей деятельности. В последние годы индустрия нефтегазодобычи и эксплуатации нефтеносных месторождений активно внедряет технологические инновации, которые меняют привычные подходы к добыче и переработке нефти и газа.

Расширенное использование горизонтального бурения и гидроразрыва пласта

Одной из важных технологических инноваций является горизонтальное бурение, которое позволяет добывать нефть и газ из сложноизвлекаемых пластов. Горизонтальное бурение делает возможным увеличение контактной площади скважины с высокопроницаемым пластом, что значительно повышает эффективность добычи. Кроме того, для увеличения проницаемости пласта в нефтегазовой промышленности широко внедряется гидроразрыв пласта. Эта технология позволяет проникнуть в пласт и создать в нем трещины, через которые нефть и газ смогут свободно проникать к скважине.

Применение нанотехнологий

Нанотехнологии нашли свое применение в различных сферах нефтегазовой промышленности. Они используются, например, для создания новых материалов, которые способны выдерживать высокие температуры и давления, что позволяет использовать их в условиях нефтедобычи. Также нанотехнологии применяются для создания наночастиц, которые улучшают фильтрацию и очистку нефтяного сырья, а также позволяют проникать в микроскопические трещины и улучшать проницаемость пласта.

Робототехника и автоматизация

Современные технологии робототехники также нашли свое применение в нефтегазовой промышленности. Роботы и автоматические системы являются надежными помощниками людей при проведении сложных и опасных работ, например, при ремонте и обслуживании буровых вышек и оборудования. Они упрощают и ускоряют процессы эксплуатации месторождений, а также повышают безопасность работников.

Использование смарт-технологий и аналитики данных

Смарт-технологии и аналитика данных позволяют эффективно управлять производственными процессами и делать интеллектуальные прогнозы. С помощью сенсоров и системы интернета вещей можно контролировать работу оборудования, отслеживать показатели добычи и позволяют реагировать на неполадки оперативно. Также с помощью аналитики данных возможно проводить детальный анализ и оптимизацию добычи нефти и газа.

Технологические инновации являются важным фактором развития нефтегазовой промышленности. Они позволяют повысить эффективность добычи, снизить риски, улучшить безопасность работ и обеспечить долгосрочную устойчивость отрасли.

Акустическая обработка нефтяных скважин

Частота колебаний этих волн в области перфорации скважины составляет 20 килогерц.

Цели взаимодействия акустических волн с горными породами:

увеличение проницаемости продуктивного пласта в результате изменения структуры его пустот;
разрушение солевых и минеральных отложений;
дегазация и уменьшение вязкости добываемого сырья;
вовлечение в разработку пропластков с низкой проницаемостью и высокой закольматированностью.

Сам процесс воздействия на пласт безопасен как с технической, так и с физиологической точки зрения, а также отличается экологической чистотой. Время акустической обработки скважины составляет менее 8-ми часов.