Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно  открытию новых месторождений, поэтому  данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых  методов повышения нефтеотдачи  пластов наиболее подготовленными  в технологическом и техническом  отношении являются термические, позволяющие  добывать нефть вязкостью до 100 МПа  с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паратеплового воздействия  наиболее распространен как на промыслах  стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

- ресурсов высоковязкой  нефти;

- высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

- теплоэнергетического оборудования;

- термостойкого внутрискважинного  и устьевого оборудования;

- возможности эффективного  контроля за процессами их  регулирования.

Широкое развитие термических  методов добычи нефти связано  с решением комплекса сложных  научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи  пластов применительно к различным  геолого-физическим условиям, возможности  эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также  сочетание тепловых и других методов  повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию  технологических процессов с  доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания  до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими  прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые  шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя  остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного  теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137 - 532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением  насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 - 9,8%), асфальтенов (0,3 - 0,4%), парафина (0,4 - 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким  содержанием серы (0,56 - 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются  к контуру залежи, тогда как  при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным  фактором.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.  Разработка и эксплуатация  нефтяных, газовых и газоконденсатных  месторождений. – М.: Недра.1988. под  ред. Гиматудинова Ш.К.

2.  Мищенко И.Т. Скважинная  добыча нефти. Учебное пособие  для вузов. –М.:ФГУП Изд-во «Нефть  и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.– 816с.

3.  Гиматудинов Ш.К.  Справочное руководство по проектированию  разработки и эксплуатаций нефтяных  месторождений. М: Недра, 1983г.

4.  Желтов Ю.П. Разработка  нефтяных месторождений. Учебник  для вузов. – М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.

5.  Айткулов А.У. Основы  подземной гидромеханики и разработки  нефтяных месторождений. Под.  Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.

6.  Баренблатт Г.И.. Ентов  В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей  и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. 298 с

7.  Андреев В.В., Уразаков  К.Р. Справочник по добыче нефти.  М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г.