Ухудшение свойств ПЗП в процессе разработки месторождения

нагрузки от Р1 до Р2 в грунте помимо деформаций уплотнения начинаются деформации локальных сдвигов, что приводит к нарушению линейного характера деформации - она продолжает равномерно нарастать. Таким образом, в начале II стадии возникают предпосылки нарушения прочности грунта. При дальнейшем нарастании нагрузки до Р3 локальные сдвиги получают развитие во всей толще грунта основания, деформация нарастает без увеличения нагрузки и в конце этой фазы происходит выпирание грунта из-под сооружения под действием сдвигающих сил и его разрушение. Это явление характеризует прочностные свойства дисперсных грунтов, и обусловлено сопротивлением грунтов сдвигу и выражается либо в потере прочности основания, либо в нарушении устойчивости откосов земляных сооружений.

Р. аР Р Р Р,

s

AS 1 S

s s

Рисунок 2 - График деформации грунта под нагрузкой. I, II, III- стадии деформации.

Полученные материалы используются для решения следующих задач:

- обоснование технической возможности и экономической целесообразности строительства объекта в данном районе;

- сравнение возможных вариантов расположения проектируемого объекта и выбор из них оптимального;

- обоснование компоновки зданий и сооружений проектируемого объекта по выбранному варианту;

- аргументация расчетных схем оснований и среды зданий и сооружений;

- осуществление авторского надзора за производством строительных работ.

Необходимо отметить что решение указанных задач возможно только в той последовательности, в которой они перечислены.

По результатам перечисленных работ составлялся технический отчет с текстовыми и графическими приложениями. Все текстовые и графические материалы оформляются на электронных и бумажных носителях. Графические материалы выполняют в программе AutoCad, текстовое содержание и таблицы выполняют в среде пакета программ Microsoft Office.

Список использованной литературы: 1. СП 11-105-97 Инженерно-геологические изыскания для строительства.

© Ахметьянов И.Р., 2016

УДК 550.38

Ахметьянов Ирек Рашитович,

Магистр 2 г.о. географического факультета Башкирского государственного университета, г.Уфа, РФ

E-mail: vtrosov@gmail.com

УХУДШЕНИЕ СВОЙСТВ ПЗП В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

От призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения дебиты

_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «СИМВОЛ НАУКИ» №7/2016 ISSN 2410-700X_

добывающих скважин приемистость нагнетательных и уровень затрат пластовой энергии на преодоление гидродинамических сопротивлений потоку флюидов. В статье представлены причины загрязнения призабойной зоны пласта(ПЗП). И методы их устранения.

Ключевые слова

Фазовые переходы, кольматация, проницаемость, призабойная зона пласта.

Призабойная зона пласта - часть общей пластовой гидродинамической системы, где фильтрация флюидов происходит при повышенных скоростях, градиентах давления и температуры и осложняется появлением трещиноватых, неоднородных по проницаемости зон, фазовых переходов. ПЗС находится в неравновесном термодинамическом состоянии активного энерго- и массообмена со скважиной и пластом, при этом ее состояние непрерывно изменяется в ходе разработки месторождений. Размер оценивается по радиусу зоны нарушения линейного закона фильтрации, которая может простираться на 6-23м от оси скважины. Несмотря на такие малые размеры, ПЗП имеет большое значение в вопросе, касающегося процесса разработки всего месторождения нефти в целом.

В ходе разработки месторождения происходит изменение проницаемости фильтрационных каналов вследствие их загрязнения частицами, содержащимися в фильтрующемся флюиде. Процесс загрязнения фильтрационных каналов механическими частицами называется кольматацией. Кольматация ПЗС может происходить в различные периоды жизни скважины, начиная от первичного вскрытия. В процессе первичного вскрытия и последующего цементирования в ПЗС попадают не только фильтраты применяемых растворов, но и частицы дисперсной фазы глинистого и цементного растворов, которые, отлагаясь в фильтрационных каналах, снижают их проницаемость. При первичном вскрытии на репрессии возможно и разрушение цементирующего вещества терригенного коллектора в ПЗС и кольматация фильтрационных каналов. В процессе эксплуатации добывающей скважины кольматация возможна вследствие облитерации, отложения асфальто-смоло-парафиновых компонентов нефти, солей и т.п. При эксплуатации нагнетательной скважины кольматация возможна из-за отложений в ПЗС механических частиц, поступающих с закачиваемой при ППД водой, а также других твердых примесей (соли, продукты коррозии труб и т.п.). Ухудшение свойств ПЗС вызвано:

- проникновением жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта скважины;

- проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважин;

- деформация пород на забое скважины при бурении;

- снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения;

- снижение фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом;

- снижение фазовых проницаемостей по нефти от водонасыщенности пласта при разработке месторождений (с использованием заводнения, в случае образования водяных конусов и др.);

- набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

- выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

Анализ причин, влияющих на проницаемость геологической породы в призабойных зонах скважин выявил, что засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом и т.д., в процессе различных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз.

Для снижения воздействия вскрытие продуктивных пластов следует осуществлять двумя путями:

- выбором соответствующего типа бурового раствора для конкретного месторождения (пласта), обладающего определенными геолого-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и физико-химическими свойствами пластовых флюидов с обязательным учетом степени возможных изменений петрографических свойств породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа через

зону проникновения;

- выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважины и проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих минимальные размеры зоны проникновения компонентов бурового раствора в пласт.

В случае, когда кольматация уже произошла одним из эффективных методов устранения загрязнения в ПЗП на сегодняшний день является гидравлический разрыв пласта. Список использованной литературы:

1. Матрсов В.Ю., Майский Р.А., Сысолятин А.А., Причины загрязнения призабойной зоны пласта и возможные пути ее устранения. Журнал «Символ науки». Уфа, 2016. №4. Часть 4. Ст. 49-51.

2. И.Т. Мищенко. И.Т., Скважинная добыча нефти. М., Нефть и газ, 2003.

© Ахметьянов И.Р., 2016

УДК 550.38

Галимова Алия Гадыловна,

Магистр 2 курса географического факультета Башкирского государственного университета, г.Уфа, РФ

E-mail: vtrosov@gmail.com

ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ И БИТУМЫ: ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ

Аннотация

С каждым годом легкоизвлекаемая нефть существенно сокращается. При этом спрос на нефть продолжает расти. Это приводит к тому что необходимо обратить внимание на трудноизвлекаемые запасы нефти. В связи с этим в статье приведено краткое описание методики и технологии применения методов добычи высоковязкой нефти и битумов с указанием коэффициента нефтеодачи.

Ключевые слова

Закачка растворителя, коэффициент нефтеотдачи, тепловые методы добычи.

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т д[2]. Условно их подразделяют на три группы:

1 - карьерный и шахтный способы разработки;

2 - «холодные» способы добычи;

3 - тепловые методы добычи.

Карьерный и шахтный способы разработки. Применение данного метода ограничивается глубиной залегания пластов, до 50 метров, но характеризуется высоким коэффициентом нефтеотадачи до 85%. Извлечение насыщенных битумом пород осуществляется открытым способом.

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная - с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров. Коэффициент нефтеотдачи до 45 %. .

«Холодные» способы добычи. Среди большого количества современных методов «холодной» добычи тяжелой нефти, в первую очередь, должен быть выделен метод «CHOPS». В пласте производят разрушение