Общие сведения о месторождениях горючих ископаемых и методах их разработки
Основные природные энергоносители – нефть, природный газ, уголь добываются из недр земли через скважины. Диаметр скважины 15-25 см, глубина достигает 7 км, некоторые скважины имеют глубину 800 м. Бурение скважины осуществляется специальными буровыми станками. Существует два основных метода бурения: ударное и вращательное. При ударном способе бурения порода разрушается ударами спец. долота, которое периодически опускается и поднимается с помощью механической лебедки. Низ скважины называется забоем, а верхняя ее часть-устьем. Стенки скважины укрепляются обсадными трубами, для герметизации используют цемент, который заливается между грунтом и наружной стенкой обсадной трубы. Внутри обсадной трубы расположены насосно-компрессорные трубы, по которым из пласта на поверхность поднимается продукция скважины. При вращательном способе бурения порода высверливается вращающимся долотом и выносится на поверхность непрерывно циркулирующим глинистым раствором. Раствор подается спец. насосом через бурильные трубы и отверстия в долоте к забою скважины, а оттуда выходит по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины. В настоящее время для бурения скважин применяется только вращательный метод, как наиболее экономичный и эффективный. Более 40% капитальных вложений на разработку месторождения приходится на его разбуривание. Эксплуатация нефтяных скважин осуществляется: фонтанным, компрессорным (газлифтным) и глубинонасосным методами. Фонтанный – когда жидкость выталкивается из скважины давлением газов. Из скважины нефть, насыщенная газом, поступает в трап (газоотделитель), где от неё отделяется газ, который подается на ГПЗ для получения газового бензина (углеводороды С5), а легкий отбензиненный газ подается потребителю или направляется на установки ГФУ для выделения индивидуальных углеводородов (С2, С3, С4), которые используются как сырье химической промышленности. С течением времени давление в пласте падает и его уже недостаточно для подъема нефти из скважины. Тогда прибегают к компрессорному (газлифтному) способу добычи нефти. В настоящее время разработаны различные способы поддержания пластового давления с целью продления срока фонтанной эксплуатации скважины: это законтурное, внутриконтурное заводнение залежи, закачка газа в пласт, внутрипластовое горение и др. методы.
        газ Газлифтный способ заключается в следующем: в скважины опускают две колонны труб, расположенные одна в другой. По кольцевому пространству между ними в пласт нагнетают сжатый газ или воздух, под давлением которого жидкость (нефть) оттесняется до нижнего конца внутренних (подъемных)
труб. Сжатый газ, поступая в подъемные трубы, аэрирует находящуюся там нефть, образуется газонефтяной столб пониженной плотности, который под действием давления в пласте поднимается по внутренним трубам на поверхность.
Глубинонасосный метод добычи – когда нефть откачивают глубинными специальными плунжерными насосами, которые опускаются в скважину на штангах, верхний конец штанг присоединяют к балансиру станка-качалки. При помощи шатунно-кривошипного механизма штанги и вместе с ними плунжер приобретает возвратно-поступательное движение. При каждом ходе плунжера некоторое количество жидкости подается в НКТ, уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и доходит до устья. Век бурного роста нефтедобычи в России прошел и задачи, стоящие перед нефтяной отраслью отличаются от тех, которые надо было решать 20-30 лет назад. Известными способами извлекается только 30-50 % всех запасов нефти, остальная часть остается в пласте вследствие противодействия внутренних сил нефтяного коллектора – прилипание нефти к породе и др. факторы. Это т. н. трудноизвлекаемые запасы, в России они составляют 70 %. В Татарстане, например, начальные потенциальные ресурсы использовались на 90 %, а доля трудноизвлекаемых запасов превысила 80 % остаточных. Сейчас приоритетными задачами нефтяников являются мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов, т. к. остаточные нефти становятся более вязкими и менее подвижными из-за извлечения легких фракций. В призабойной зоне откладываются смолы, парафины, соли. Это ведет к снижению гидропроводности и проницаемости призабойной зоны пласта, и, в конечном счете, к снижению производительности скважины. Возраст 45 % скважин ОАО «Татнефть» (Волго-Уральский регион) превышает 20 лет, а 5 % - 40 лет. Высокие давления закачки и коррозия приводят к потере герметичности эксплуатационной колонны, фонд скважин стареет. Нефтяные месторождения Зап. Сибири находятся на более ранней стадии разработки, чем Татарстан, тем не менее, в ОАО «Сургутнефтегаз» доля трудноизвлекаемых запасов превышает 70 % всех числящихся на балансе, ОАО «Удмуртнефть» - 70 % трудноизвлекаемых. Пласты-коллекторы характеризуются низкой продуктивностью, объекты разработки - многопластовые с наличием подгазовых зон и маломощных нефтяных отторочек. Обводненность месторождений, находящихся в эксплуатации более 20 лет достигает 85 %, добыча нефти падает. Основой стабилизации добычи нефти является применение новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов, бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных столов. Для извлечения остаточной нефти разработаны методы повышения нефтеотдачи, основанные на создании давления на нефтяной пласт. Большой эффект дают методы воздействия на призабойную зону: гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и др. По объему добычи нефти за счет новых методов повышения нефтеотдачи, США занимает ведущее положение в мире. В 2000 г. в США дополнительная добыча нефти за счет новых технологий составила 39 млн. тонн, это около 12 % общего объема добычи в стране.
Из всех способов повышения нефтеотдачи преобладающим остается закачка пара и газов. Перспективным можно считать закачку СО2. Для этих целей используется СО2, выбрасываемый предприятиями в атмосферу, что улучшает экологию (утилизация диоксида углерода).
|
