13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід

Шахтний спосіб видобутку застосовують на родовищах з важкою нафтою, при розробці яких свердловинами, навіть за дуже щільної їх сітки (з відстанню 75 м), коефіцієнт нафтовилучення становить 1—2 % геологічних запасів.

Цей спосіб можна використовувати і для видобутку легкої високо­якісної олійної нафти, експлуатація якої свердловинами вже досягла еко­номічно вигідної межі, але породи покладу ще відзначаються високою за­лишковою нафтонасиченістю.

Уперше цей спосіб видобутку нафти був застосований у 1917 р. на Пе-шельбронському нафтовому родовищі в Ельзасі (Франція). Нафту тут добу­вали виключно самопливом із дренажних штреків. У Німеччині в 1920 р. шахтним способом почали розробляти родовище Вітце біля м. Ганновер і нові родовища Гайда і Морадо (Тюрінгія).

У 1930 р. розпочали розробку шахтним способом нафтового родовища Серота-Монтеру (Румунія), у 1940 р. — родовища Хігашняма (Японія), у 1942 р. — родовища Венанго (США, штат Пенсільванія). В Росії першу нафту цим способом було добуто у 1939 р. на Ярегському родовищі біля м. Ухта (Тімано-Печорська нафтогазоносна область).

Шахтний спосіб полягає в тому, шо пласт нафти розкривають двома шахтами — експлуатаційною і вентиляційною. Поле між шахтами розріза­ють горизонтальними і похилими штреками на квадрати по породах, які покриває пласт. У перших варіантах шахтного видобутку нафти пласт розкривали густо розташованими рудничними свердловинами, пробуре­ними з польових штреків. Нафта із свердловин випливала в гірські ви­робки і по канавах стікала в зумпф шахти, з якого насосами її подавали на поверхню.

Нафта за цієї системи із свердловин стікає в камери, з камер її пода­ють у спеціальні польові відкотні штреки, у яких є канавки, якими потече вода. Вода захоплює нафту на нафтозабірний пункт, де нафту відокремлю­ють від води, доводять до кондиції і по трубах подають вгору.

Під час розробки нафти шахтним методом проводились експерименталь­ні паротеплові впливи на пласти закачуванням пари у пласт через свердлови­ни, розташовані на поверхні. Це збільшило нафтовилучення з 20 до 60 %.

Переваги шахтного способу розробки нафти:

• максимальне використання гравітаційних сил самої нафти;

• одержання максимально можливого коефіцієнта збільшення запасів у результаті ефективного паротеплового впливу на пласт;

• можливість роботи в шахті, незважаючи на природно-кліматичні умови, що важливо для районів Крайньої Півночі і Заполяр'я;

• обмеженість розмірів промислової площі, промислових комунікацій;

• велика економія металевих труб (обсадних, бурильних, насосно- компресорних);

• безпосереднє спостереження будови пласта, а також характеру виті­ кання з нього нафти.

Недоліки:

• більш важкі та небезпечні умови праці в нафтовій шахті (особливо, якщо в нафтовому газі є сірководень);

• велика витрата кріпильного матеріалу — деревини;

• великі первісні капітальні витрати.

13.8. МЕТОДИ ЗАКАЧУВАННЯ ПОВЕРХНЕВО-АКТИВНИХ РЕЧОВИН

Із проникненням водного фільтрату промивальної рідини в нафтонасичений пласт у порових каналах виникає капілярний тиск, який сприяє просуванню фільтрату вглиб породи і заважає фільтрації нафти до свердловини. Капілярний тиск і, відповідно, ефект Жамена можна змен­шити, якщо знайти речовини для зменшення поверхневого натягу на межі поділу фільтрат — вуглеводневе середовище, збільшення ефективного раді­уса порових каналів у результаті скорочення товщини адсорбційних оболо­нок і плівок на поверхні породи, гідрофобізації цієї поверхні з таким роз­рахунком, щоб довести крайовий кут змочування 0 до 90° (див. під-розд. 9.1). Таким засобом є застосування ПАР, які вводять у промивальну рідину для розкриття продуктивного пласта.

Ці речовини мають відповідати таким вимогам:

• за малої концентрації значно зменшувати поверхневий натяг на межі поділу вода—вуглеводневе середовище;

• поліпшувати змочуваність породи нафтою в присутності водного фільтрату промивальної рідини;

• не утворювати нерозчинного осаду у разі контакту з пластовими во­ дами, а також солями та гірськими породами;

• не допускати диспергування і набухання глинистих частин, які є в пласті, за наявності водного фільтрату;

• щонайменше адсорбуватись на поверхні породи, тому що за інтен­ сивної адсорбції різко збільшуються витрата ПАР і вартість обробки;

• не допускати утворення емульсії в пористому середовищі;

• перешкоджати утворенню на межі поділу фаз адсорбційних шарів ге- леподібної структури, оскільки такі шари створюють великий гідравлічний опір фільтрації пластової рідини у свердловині.

Для обробки промивальної рідини перед розкриттям продуктивного пласта можна використовувати водорозчинні і нафторозчинні ПАР. Водо­розчинні ПАР, які сильно знижують поверхневий натяг і крайовий кут змочування, сприяють збільшенню відносної проникності середовища для нафти, води і загальної проникності для них. Нафторозчинні ПАР сильно знижують відносну проникність пористого середовища для води, сприяють зменшенню водонасиченості породи, зменшують товщину гідратних обо­лонок, гідрофобізують поверхню порових каналів.

За останні 25 років різні ПАР досить широко використовують у вто­ринних методах розробки нафтогазових родовищ, аналогічно як і для ін­тенсифікації видобутку нафти і газу із продуктивних пластів (див. під-розд. 12.1.1, 12.1.2).