Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 55
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
37
– Многие высоковязкие нефти являются неньютоновскими жидкостями, имеющими предельное напряжением сдвига, ниже которого фильтрация нефти не происходит. При увеличении температуры до 70 – 80°С неньютоновские свойства нефти вырождаются, что способствует увеличению охвата пласта процессом извлечения нефти.
Соотношение роли указанных факторов в нефтеотдаче пласта зависит от свойств коллектора, характеристик нефти, текущего пластового давления, обводненности залежи к началу применения тепловых методов и др.
Применяют следующие режимы теплового воздействия паром: непрерывный, циклический и режим чередования закачки в пласт пара и холодной воды.
Непрерывную закачку пара в пласт применяют в относительно однородных пластах. В завершающей стадии разработки таких пластов, в целях сокращения энергетических затрат, применяют технологию вытеснения нефти тепловыми оторочками, перемещаемыми не нагретой водой. Объем тепловой оторочки (объем пара, выраженный в поровых объемах разрабатываемого пласта) определяют расчетным путем. В зависимости от сетки скважин, толщины пласта и других геолого-физических параметров объем тепловой оторочки может составлять 0,7-0,8 порового объема пласта.
При разработке трещиноватых пластов, где пар прорывается в добывающие скважины по трещинам или другим аномально проницаемым зонам, непрерывная закачка пара, а также вытеснение нефти тепловыми оторочками, недостаточно эффективно. К таким залежам относятся, например, Ярегское месторождение и пермокарбоновая залежь Усинского месторождения. В неоднородных и трещиноватых пластах применяют циклический режим закачки пара.
Чередование циклов закачки пара с циклами остановки позволяет, за счет активизации капиллярных и термоупругих сил, а также энергии растворенного газа, вовлекать в разработку малопроницаемые пропластки, не охваченные вытеснением. В результате достигают увеличения коэффициента охвата пласта воздействием. Эффективность циклического воздействия паром на трещиноватый пласт подтверждена опытом разработки Ярегского и пермокарбоновой залежи
Усинского месторождений.
На Гремихинском месторождении (Удмуртия), содержащем нефть вязкостью 125 – 150 мПа·с в карбонатном трещиноватом коллекторе, применяют технологию импульсного дозированного теплового воздействия на пласт, которая заключается в попеременной закачке в пласт пара и холодной воды в пропорциях, рассчитанных для поддержания в пласте
«эффективной» температуры вытеснения нефти. Авторы технологии называют эффективной температуру 60 – 70°С, выше которой вязкость нефти снижается менее интенсивно.
Внутрипластовое горение – это создание, поддержание и перемещение в нефтяном пласте фронта горения или высокотемпературной зоны, тепло в которой образуется за счет экзотермических окислительных реакций между частью пластовой нефти и кислородом воздуха.
При нагнетании воздуха зона горения, высокая температура которой поддерживается за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается вглубь пласта. Горячие продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть.
Нефть поджигают через скважину с помощью различных нагревательных устройств: газовых горелок, электронагревателей, забойных термогазогенераторов. Призабойную зону можно прогревать теплоносителем или путем подачи катализаторов, ускоряющих реакции окисления.
Некоторые нефти с высокой концентрацией смол могут самовоспламеняться. Самовоспламенению пласта способствует также высокая начальная температура пласта (более 60 – 70°С). После воспламенения пласта в нагнетательную скважину закачивают воздух для поддержания горения и продвижения фронта горения к добывающим скважинам.
Внутрипластовое горение может быть реализовано в двух вариантах – прямоточное и противоточное. При прямоточном внутрипластовом горении поджог пласта и закачку воздуха производят через одну и ту же нагнетательную скважину, воздух и фронт горения движутся в
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
38 одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей. При противоточном горении поджог пласта производят в добывающей скважине, а воздух закачивают в нагнетательную скважину, и он движется навстречу фронту горения. Этим процессом трудно управлять, поэтому обычно применяют прямоточное горение.
На рис. 10 приведена схема процесса внутрипластового горения при прямоточном варианте.
Участок пласта между нагнетательной и добывающей скважинами можно разделить на несколько характерных зон.
Рисунок 10. Распределение зон в пласте при прямоточном внутрипластовом горении.
1 – зона естественного состояния пласта; 2 - зона повышенной нефтенасышенности; 3 – зона горячей воды; 4 – зона конденсации; 5 – зона испарения и коксообразования; 6 – зона горения; 7 – выжженная зона; 8 – зона остаточной нефтенасыщенности.
Позади фронта горения (6), ширина которого составляет несколько десятков сантиметров, остается выжженная зона (7), температура которой в направлении добывающей скважины постепенно повышается до температуры фронта горения (200 – 500°С в зависимости от разновидности процесса горения). При высокой температуре фронта горения (400 °С и более) за ним остается сухая порода, не содержащая жидких продуктов. Перед фронтом горения (6) перемещается зона испарения и коксообразования (5), в которой происходит испарение связанной воды и остаточной нефти и образование кокса. В этой зоне шириной 0,6 – 1,5 м температура снижается до 200 – 250°С. Впереди зоны испарения находится зона конденсации (4), в которой происходит конденсация паров воды и нефти. Длина этой зоны 4 – 9 м. Перед зоной конденсации существует зона горячего конденсата воды и нефти (3), в этой зоне температура постепенно снижается до температуры пласта. Перед зоной горячего конденсата образуется зона повышенной нефтенасыщенности (нефтяной вал) (2).
При горении нефти в пласте происходит ее термическая перегонка. Суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, которые конденсируются в не нагретой зоне пласта, впереди фронта горения, и уменьшают вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной температуры и водонасыщенности.
Происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличиваются проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов. Углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.
Установлено, что при внутрипластовом горении в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.
При реализации процесса внутрипластового горения важной характеристикой пласта является концентрация тяжелых фракций нефти (топлива). Оптимальная концентрация топлива
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
39 должна быть такой, чтобы поддерживать температуру фронта горения выше температуры воспламенения нефти. При увеличении концентрации тяжелых фракций в нефти выше оптимального значения возрастает расход воздуха на выжигание нефти и повышаются затраты на проведение процесса.
Основной показатель, который характеризует экономическую эффективность внутрипластового горения, – соотношение объемов закачки воздуха и добытой нефти. В успешных проектах воздухо-нефтяное отношение не превышает 3600 м³ воздуха на 1 м³ нефти.
Внутрипластовое горение осуществляют в трех разновидностях: сухое внутрипластовое горение, влажное внутрипластовое горение и сверхвлажное внутрипластовое горение.
Разновидность внутрипластового горения определяется величиной водо-воздушного фактора, т. е. отношением объема закачиваемой в пласт воды к объему закачиваемого воздуха.
Соотношение закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет в среднем 1 – 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха. При сверхвлажном горении водо-воздушное отношение может изменяться от 2 до 10 м³ воды на 1000 м³ воздуха.
В зависимости от характеристик нефти, в пласте происходит либо низкотемпературное, либо высокотемпературное окисление. Низкотемпературное жидкофазное окисление происходит при температуре 200-250°С и ниже. При сверхвлажном горении температура на фронте горения, как правило, не превышает 250°С. Влажное и сверхвлажное горение протекают с образованием большой зоны насыщенного пара перед фронтом горения, что способствует более эффективному вытеснению нефти. Влажное и сверхвлажное горение являются более перспективными разновидностями горения, чем сухое, так как позволяют более эффективно использовать тепло, которое при сухом горении остается за фронтом горения и не используется.
Увеличение водо-воздушного фактора способствует росту скорости продвижения теплового фронта по пласту и уменьшению расхода воздуха на добычу нефти.
При сухом горении скорость перемещения фронта горения составляет, в среднем, 0,13 –
0,15 м/ч, при влажном горении – 0,22 м/ч, при сверхвлажном – 0,36 м/ч.
Внутрипластовое горение применяют на месторождениях с терригенными коллекторами и месторождениях, содержащих тяжелую нефть, в Канаде, США, Индии и других странах.
В СССР устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, «очага горения», а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении.
Проектирование процесса внутрипластового горения. При проектировании процесса внутрипластового горения рассчитывают расход воздуха, скорость продвижения фронта горения, коэффициент нефтеотдачи в выжженной зоне, радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины, площадь и объем выжженной зоны, время выжигания, объем извлекаемой из пласта нефти, расход воздуха на извлечение 1 м
3
нефти.
Методика и пример расчета приведены в монографии
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.
или
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных
техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.
Критерии применимости тепловых МУН делятся на три группы:
– геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых жидкостей и др.);
– технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.);
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
40
– технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).
Особое значение имеет первая группа критериев, которые не поддаются регулированию и являются определяющими при выборе системы разработки и метода воздействия. Поэтому при проектировании тепловых методов особое внимание уделяют объему и качеству информации о геологическом строении и геолого-физической характеристике пластов. В большинстве случаев главной причиной неэффективного применения тепловых методов на залежах высоковязкой нефти является недостаточный учет основных особенностей геолого-физической характеристики объекта.
Чем ниже пористость, тем меньше содержание нефти в 1 м
3
породы и тем больше тепла нужно расходовать на добычу 1 т нефти. Пористость должна быть не менее 10%.
Проницаемость определяет темп ввода тепла в пласт. Чем выше темп ввода тепла, тем меньше тепловых потерь по стволу нагнетательных скважин и в окружающие породы.
Проницаемость должна быть не меньше 0,1 мкм
2
Толщина пласта должна быть не менее 6 м и не более 30 м. При толщине пласта меньше 6 м тепловые потери в окружающие породы делают применение тепловых МУН экономически неэффективным. При большой толщине пласта возрастает отрицательная роль гравитационного фактора, за счет которого пар (воздух при внутрипластовом горении) распространяется по верхней части пласта, что снижает охват пласта тепловым воздействием.
Глубина залегания пласта при применении паротепловых методов должна быть не более
1200 – 1300 м. При большей глубине резко возрастают потери тепла и затраты на доставку в пласт пара. При применении внутрипластового горения с увеличением глубины залежи также возрастают затраты на сжатие воздуха (возникают и технические проблемы).
С увеличением вязкости нефти возрастает эффективность теплового воздействия по сравнению с традиционными методами разработки, однако при очень большой вязкости становится большим фильтрационное сопротивление пласта, что приводит к трудностям при освоении нагнетательных скважин в начальный период разработки. Пласты с большим содержанием глин, например, полимиктовые песчаники, могут быть непригодными для закачки пара из-за разбухания глин под воздействием пресной воды.
Технологические особенности проекта разработки могут оказать существенное влияние на эффективность тепловых методов. К ним относится, прежде всего, плотность сетки скважин. При разработке залежи тепловыми методами, по сравнению с традиционными, необходимо применять более плотные сетки скважин (не более 40000 – 60000 м
2
/скв.). При увеличении расстояний между скважинами более 200 – 250 м не удается добиться высокого охвата пласта процессом тепловым воздействием.
Для углубленного изучения тепловых МУН рекомендуются монографии
Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р.
Гарушев, В.Г. Ишханов. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. – 464 с.
Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра,
1986. 332 с.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
41
Лекция 8. Физические (механические) методы увеличения нефтеотдачи.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в том, что на забое скважины, путем закачки жидкости (жидкость разрыва), создают давление, превышающее горное (то есть вес вышележащих пород). Под действием созданного давления происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Трещину увеличивают, продолжая закачивать жидкость. При достижении трещиной определенных размеров в жидкость разрыва подают расклинивающий агент, называемый проппантом (искусственный песок с частицами шаровидной формы). Проппант подают для того, чтобы удерживать трещину в раскрытом состоянии после прекращения подачи жидкости разрыва и снятия избыточного давления. На заключительной стадии проппант, оставшийся в скважине, продавливают в пласт.
О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при проведении ГРП. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки (рис.11А), а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет не пропорционально росту давления (рис. 11Б).
Рисунок 11. Изменение расхода и давления при ГРП.
А – образование искусственной трещины, Б – раскрытие естественной трещины
За счет созданной трещины, заполненной проппантом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются участки пласта, ранее не участвовавшие в разработке.
ГРП позволяет увеличивать дебиты скважин в несколько раз, по нефти, в среднем, в 3 раза.
Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. На глубине забоя скважины до 500 м в результате ГРП, как правило, возникают горизонтальные трещины, ниже 500 м - вертикальные.
Проведение первого в мире ГРП приписывают компании «Halliburton», выполнившей его в
США в 1947 г. В качестве жидкости разрыва использовали техническую воду, в качестве проппанта – речной песок.
В СССР теоретические основы ГРП были разработаны С.А. Христиановичем и Ю.П.
Желтовым (1953 г.), которые создали математическую модель образования и распространения горизонтальной и вертикальной трещин в пласте и дали методу ГРП теоретическое обоснование.
В их работах дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также приближенные формулы для расчета
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
А Б
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
42 размеров горизонтальных трещин. Эти формулы используют для расчета размеров трещин гидроразрыва и в настоящее время.
Промышленное внедрение ГРП в СССР начато в 1954 г., в 1958 – 1964 гг. количество операций ГРП составляло 1,5 – 2,5 тыс. в год. С началом разработки месторождений Западной
Сибири от применения ГРП на добывающих нефтяных скважинах, практически, отказались, так как не было необходимости в дополнительных методах интенсификации добычи нефти. К ГРП вновь вернулись в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Современные представления о механизмах ГРП заключаются в следующих основных положениях.
1. При нагнетании жидкости в скважину насосными агрегатами она будет фильтроваться в пласт и создавать в нем избыточное давление. Величина избыточного давления определяется темпом закачки жидкости, ее вязкостью и проницаемостью пород пласта. В пласте избыточное давление передается на грунтовой скелет и может разорвать его. Образование или раскрытие трещин происходит тогда, когда давление внутри скелета пласта окажется больше внешнего давления, сжимающего этот скелет.
2. В общем случае полное горное (геостатическое) давление определяется как произведение среднего удельного веса пород и глубины залегания пласта. Горизонтальная (боковая) составляющая горного давления пропорциональна вертикальной и может быть равной ей или быть несколько меньше. Давление, сжимающее скелет пласта в вертикальном направлении, равно местному горному давлению, поэтому для образования горизонтальных трещин в пласте необходимо создать давление, большее вертикальной составляющей местного горного давления.
В горизонтальном направлении пласт сжат боковой составляющей горного давления и для образования трещин в вертикальной плоскости необходимо, чтобы давление в скелете пласта превышало горизонтальную составляющую горного давления.
3. При осуществлении ГРП оказалось, что в большинстве случаев разрывы пород происходят при давлениях меньших, чем полное горное давление. Из этого следует, что в пластах должны образовываться в основном вертикальные трещины. Однако, как показали Ю.П. Желтов и
С.А. Христианович, значительное снижение горного давления может происходить вследствие наличия в вышележащих породах глин и других пластичных материалов, которые способны течь и выдавливаться под давлением вышележащих пород в скважину в процессе ее бурения. При этом в приствольной зоне скважины происходит как бы передача давления на вышележащие и нижележащие пласты. Снижение горного давления происходит в основном в районе скважины, тогда как в удаленной части пласта давление сохраняется первоначальным (геостатическим).
Снижение горного давления вблизи скважины объясняет образование горизонтальных трещин при давлениях ниже геостатического. Таким образом, в общем случае, величина давления в скважине при ГРП не определяет ориентацию трещин.
4. Протяженность трещин ГРП может достигать сотен метров и определяется технико- технологическим обеспечением процесса, свойствами жидкости разрыва, темпами и объемами ее закачки.
5. Ширина раскрытия трещин ГРП зависит от упругих деформаций пород пластов, технико- технологического обеспечения процесса и может составлять несколько сантиметров.
6. Развитие вертикальных трещин по толщине пласта ограничивается кровлей и подошвой в пределах одного напластования, а горизонтальные трещины распространяются, как правило, по напластованию пород, приурочиваясь к кровле или подошве пласта или литологического включения в нем.
7. Резкий спад давления наблюдается, в основном, при ГРП монолитных пород, для разрушения которых необходимо дополнительное давление. При наличии естественных трещин по мере повышения давления на забое скважины выше местного горного давления происходит постепенное раскрытие трещин, а увеличение темпа нагнетания жидкости приводит к повышению
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
43 давления нагнетания и, соответственно, к увеличению ширины раскрытия трещин и их протяженности.
Для проведения ГРП применяют три основные технологические схемы:
– однократный (одностадийный) ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергают все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
– многостадийный ГРП, когда гидроразрыву последовательно подвергают два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной (в СССР многостадийный ГРП применяли с 1958 г.)
– поинтервальный (направленный) ГРП, когда гидроразрыву подвергают один определенный пласт или пропласток.
По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:
– локальный разрыв до 5 – 15 м с объемом закачки до 3 – 5 т проппанта. Применяют в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины;
– глубоко проникающий разрыв 15 – 100 м с объемом закачки до 100 т проппанта. Используют в коллекторах со средней и высокой проницаемостью;
– массированный (большеобъемный) разрыв более 100 м с объемом закачки более 100 т проппанта.
Используют в коллекторах с проницаемостью менее 0,001 мкм
2
Для расширения трещин гидроразрыва в карбонатных коллекторах (СаСО
3
> 50%) часто используют обработку образовавшихся трещин кислотными растворами – кислотный ГРП.
Трещины остаются частично раскрытыми из-за химической неоднородности пластов-коллекторов.
В сильно неоднородных и прерывистых пластах, при соответствующих размерах «крыльев» трещин, ГРП обеспечивает увеличение охвата пласта заводнением за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. В определенных случаях массированный ГРП может вызвать уменьшение охвата пласта заводнением. Так, в случае рядной системы размещения скважин ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению охвата пласта заводнением за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва деформирует линии тока в элементе сетки.
В малопроницаемых пластах ГРП увеличивает охват пласта заводнением, позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти. Ряд месторождений Нефтеюганского региона (Западная Сибирь) с малопроницаемыми пластами не могут быть рентабельно разработаны без применения ГРП из-за низких дебитов скважин. К таким месторождениям относятся Приобское, Приразломное,
Малобалыкское, Обминское и ряд других. В связи с этим в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
(подразделение ОАО «Роснефть») ГРП рассматривают как метод регулирования разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами. Так, за период с 1992 по 2004 гг. на одном из крупнейших месторождений страны – Приобском (в пределах северной лицензионной территории) – было выполнено более 1300 ГРП (включая более 500 скважино-операций на вновь вводимых из бурения скважин), в результате чего было обеспечено до 50% всей добычи нефти.
ГРП применяют во всех нефтяных регионах страны, в основном в малопроницаемых, высоко расчлененных пластах, для получения рентабельных дебитов добывающих скважин и стабильной приемистости нагнетательных скважин с подключением в разработку тонкослоистых слоев и линз.
Достижения последних лет в области технологий ГРП позволили расширить геолого- физические условия применения ГРП и успешно использовать их в пластах малой толщины и в пластах высокой проницаемости (для предотвращения выноса песка - путем создания подобия гравийных фильтров).
За несколько лет процесс неуправляемого разрыва призабойной зоны пласта превратился в новые технологические решения для различных геологических условий. Локальный гидроразрыв,
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
44
ГРП с использованием специальных реагентов для обработки пористой среды, массированный
ГРП, кислотный ГРП, пенный ГРП, термо-газо-кислотный, азотно-пенный, многоэтапный и так далее – известно более 50 хорошо отработанных технологий ГРП, зарегистрировано около 4000 патентов на различные изобретения в области проведения ГРП.
По имеющимся в печати (неполным) данным в России ежегодно проводят 9000 ГРП на эксплуатационных и нагнетательных скважинах, что, в основном, связано с активным вводом в эксплуатацию скважин, разрабатывающих малопроницаемые пласты.
Перспективной является технология ГРП в горизонтальных скважинах – многостадийный
ГРП. Объемы применения этой технологии при разработке малопроницаемых пластов постоянно возрастают. Так, на Самотлорском месторождении с 2009 по 2013 гг. число ежегодных операций многостадийного ГРП возросло с 3 до 171, а к 2018 г. планируется увеличение до 700.
Подчеркнем, что наибольшую эффективность ГРП обеспечивает в малопроницаемых пластах, в «обычных» геолого-физических условиях использование ГРП может привести к опережающему обводнению пластов и отрицательным результатам.
Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти. Чтобы хорошо удерживать проппант жидкости разрыва должны обладать повышенной, по сравнению с водой, вязкостью.
Поэтому уже более 60 лет для ГРП используют жидкости на гуаровой основе – загущенную воду и гели (вначале использовали крахмал). Интересный факт: нефтяные гели для ГРП «родились» из исследований по совершенствованию напалмов. В качестве понизителей трения в жидкостях разрыва используют ПАА. После проведения ГРП и запуска добывающей скважины в работу часть жидкости разрыва и проппанта «вымываются» из пласта добываемой жидкостью и поступают в погружное насосное оборудование, трубопроводы и поверхностное оборудование.
Массовое использование ГРП привело к возникновению нового типа осложнений в работе погружного насосного оборудования, причиной которого является вынос проппанта (в том числе раскрошенного) и продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси - механических примесей. Масса выносимых механических примесей - от сотен кг до десятков тонн.
Это приводит к преждевременному износу и отказам оборудования. Повышенная концентрация механических примесей в добываемой жидкости разрушает рабочие колеса УЭЦН, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, что приводит к срезанию шлицевой части либо слому вала по телу. Указанные причины существенно уменьшают время наработки УЭЦН на отказ.
В лекции 5 мы отмечали, что ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют процесс подготовки нефти.
Проппант, при его наличии в перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостях, действует как абразив, то есть с точки зрения влияния на коррозию так же, как механические примеси – усиливает локальное разрушение внутренней поверхности труб. Вид и интенсивность коррозивных разрушений зависят от скорости потока жидкости, концентрации и компонентного состава проппанта; в частности, нередко происходит усиление коррозионно-эрозионного износа металла по нижней образующей.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
45
Рисунок 12. Отложения на фильтре мультифазного насоса после ГПР. Состав отложений: проппант, полимер (гель), механические примеси, нефть. Салымское месторождение
(Нефтеюганский район), 2017 г.
Основные расчетные показатели процесса ГРП – давление разрыва, расход рабочих жидкостей и проппанта, радиус трещин, проницаемость трещин, призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип и количество агрегатов для проведения ГРП, ожидаемая эффективность.
Методика и пример расчета приведены в монографии
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.
или
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных
техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.
Критерии применимости тепловых МУН делятся на три группы:
– геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых жидкостей и др.);
– технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.);
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
40
– технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).
Особое значение имеет первая группа критериев, которые не поддаются регулированию и являются определяющими при выборе системы разработки и метода воздействия. Поэтому при проектировании тепловых методов особое внимание уделяют объему и качеству информации о геологическом строении и геолого-физической характеристике пластов. В большинстве случаев главной причиной неэффективного применения тепловых методов на залежах высоковязкой нефти является недостаточный учет основных особенностей геолого-физической характеристики объекта.
Чем ниже пористость, тем меньше содержание нефти в 1 м
3
породы и тем больше тепла нужно расходовать на добычу 1 т нефти. Пористость должна быть не менее 10%.
Проницаемость определяет темп ввода тепла в пласт. Чем выше темп ввода тепла, тем меньше тепловых потерь по стволу нагнетательных скважин и в окружающие породы.
Проницаемость должна быть не меньше 0,1 мкм
2
Толщина пласта должна быть не менее 6 м и не более 30 м. При толщине пласта меньше 6 м тепловые потери в окружающие породы делают применение тепловых МУН экономически неэффективным. При большой толщине пласта возрастает отрицательная роль гравитационного фактора, за счет которого пар (воздух при внутрипластовом горении) распространяется по верхней части пласта, что снижает охват пласта тепловым воздействием.
Глубина залегания пласта при применении паротепловых методов должна быть не более
1200 – 1300 м. При большей глубине резко возрастают потери тепла и затраты на доставку в пласт пара. При применении внутрипластового горения с увеличением глубины залежи также возрастают затраты на сжатие воздуха (возникают и технические проблемы).
С увеличением вязкости нефти возрастает эффективность теплового воздействия по сравнению с традиционными методами разработки, однако при очень большой вязкости становится большим фильтрационное сопротивление пласта, что приводит к трудностям при освоении нагнетательных скважин в начальный период разработки. Пласты с большим содержанием глин, например, полимиктовые песчаники, могут быть непригодными для закачки пара из-за разбухания глин под воздействием пресной воды.
Технологические особенности проекта разработки могут оказать существенное влияние на эффективность тепловых методов. К ним относится, прежде всего, плотность сетки скважин. При разработке залежи тепловыми методами, по сравнению с традиционными, необходимо применять более плотные сетки скважин (не более 40000 – 60000 м
2
/скв.). При увеличении расстояний между скважинами более 200 – 250 м не удается добиться высокого охвата пласта процессом тепловым воздействием.
Для углубленного изучения тепловых МУН рекомендуются монографии
Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р.
Гарушев, В.Г. Ишханов. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. – 464 с.
Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра,
1986. 332 с.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
41
Лекция 8. Физические (механические) методы увеличения нефтеотдачи.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в том, что на забое скважины, путем закачки жидкости (жидкость разрыва), создают давление, превышающее горное (то есть вес вышележащих пород). Под действием созданного давления происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Трещину увеличивают, продолжая закачивать жидкость. При достижении трещиной определенных размеров в жидкость разрыва подают расклинивающий агент, называемый проппантом (искусственный песок с частицами шаровидной формы). Проппант подают для того, чтобы удерживать трещину в раскрытом состоянии после прекращения подачи жидкости разрыва и снятия избыточного давления. На заключительной стадии проппант, оставшийся в скважине, продавливают в пласт.
О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при проведении ГРП. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки (рис.11А), а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет не пропорционально росту давления (рис. 11Б).
Рисунок 11. Изменение расхода и давления при ГРП.
А – образование искусственной трещины, Б – раскрытие естественной трещины
За счет созданной трещины, заполненной проппантом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются участки пласта, ранее не участвовавшие в разработке.
ГРП позволяет увеличивать дебиты скважин в несколько раз, по нефти, в среднем, в 3 раза.
Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. На глубине забоя скважины до 500 м в результате ГРП, как правило, возникают горизонтальные трещины, ниже 500 м - вертикальные.
Проведение первого в мире ГРП приписывают компании «Halliburton», выполнившей его в
США в 1947 г. В качестве жидкости разрыва использовали техническую воду, в качестве проппанта – речной песок.
В СССР теоретические основы ГРП были разработаны С.А. Христиановичем и Ю.П.
Желтовым (1953 г.), которые создали математическую модель образования и распространения горизонтальной и вертикальной трещин в пласте и дали методу ГРП теоретическое обоснование.
В их работах дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также приближенные формулы для расчета
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
А Б
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
42 размеров горизонтальных трещин. Эти формулы используют для расчета размеров трещин гидроразрыва и в настоящее время.
Промышленное внедрение ГРП в СССР начато в 1954 г., в 1958 – 1964 гг. количество операций ГРП составляло 1,5 – 2,5 тыс. в год. С началом разработки месторождений Западной
Сибири от применения ГРП на добывающих нефтяных скважинах, практически, отказались, так как не было необходимости в дополнительных методах интенсификации добычи нефти. К ГРП вновь вернулись в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Современные представления о механизмах ГРП заключаются в следующих основных положениях.
1. При нагнетании жидкости в скважину насосными агрегатами она будет фильтроваться в пласт и создавать в нем избыточное давление. Величина избыточного давления определяется темпом закачки жидкости, ее вязкостью и проницаемостью пород пласта. В пласте избыточное давление передается на грунтовой скелет и может разорвать его. Образование или раскрытие трещин происходит тогда, когда давление внутри скелета пласта окажется больше внешнего давления, сжимающего этот скелет.
2. В общем случае полное горное (геостатическое) давление определяется как произведение среднего удельного веса пород и глубины залегания пласта. Горизонтальная (боковая) составляющая горного давления пропорциональна вертикальной и может быть равной ей или быть несколько меньше. Давление, сжимающее скелет пласта в вертикальном направлении, равно местному горному давлению, поэтому для образования горизонтальных трещин в пласте необходимо создать давление, большее вертикальной составляющей местного горного давления.
В горизонтальном направлении пласт сжат боковой составляющей горного давления и для образования трещин в вертикальной плоскости необходимо, чтобы давление в скелете пласта превышало горизонтальную составляющую горного давления.
3. При осуществлении ГРП оказалось, что в большинстве случаев разрывы пород происходят при давлениях меньших, чем полное горное давление. Из этого следует, что в пластах должны образовываться в основном вертикальные трещины. Однако, как показали Ю.П. Желтов и
С.А. Христианович, значительное снижение горного давления может происходить вследствие наличия в вышележащих породах глин и других пластичных материалов, которые способны течь и выдавливаться под давлением вышележащих пород в скважину в процессе ее бурения. При этом в приствольной зоне скважины происходит как бы передача давления на вышележащие и нижележащие пласты. Снижение горного давления происходит в основном в районе скважины, тогда как в удаленной части пласта давление сохраняется первоначальным (геостатическим).
Снижение горного давления вблизи скважины объясняет образование горизонтальных трещин при давлениях ниже геостатического. Таким образом, в общем случае, величина давления в скважине при ГРП не определяет ориентацию трещин.
4. Протяженность трещин ГРП может достигать сотен метров и определяется технико- технологическим обеспечением процесса, свойствами жидкости разрыва, темпами и объемами ее закачки.
5. Ширина раскрытия трещин ГРП зависит от упругих деформаций пород пластов, технико- технологического обеспечения процесса и может составлять несколько сантиметров.
6. Развитие вертикальных трещин по толщине пласта ограничивается кровлей и подошвой в пределах одного напластования, а горизонтальные трещины распространяются, как правило, по напластованию пород, приурочиваясь к кровле или подошве пласта или литологического включения в нем.
7. Резкий спад давления наблюдается, в основном, при ГРП монолитных пород, для разрушения которых необходимо дополнительное давление. При наличии естественных трещин по мере повышения давления на забое скважины выше местного горного давления происходит постепенное раскрытие трещин, а увеличение темпа нагнетания жидкости приводит к повышению
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
43 давления нагнетания и, соответственно, к увеличению ширины раскрытия трещин и их протяженности.
Для проведения ГРП применяют три основные технологические схемы:
– однократный (одностадийный) ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергают все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
– многостадийный ГРП, когда гидроразрыву последовательно подвергают два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной (в СССР многостадийный ГРП применяли с 1958 г.)
– поинтервальный (направленный) ГРП, когда гидроразрыву подвергают один определенный пласт или пропласток.
По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:
– локальный разрыв до 5 – 15 м с объемом закачки до 3 – 5 т проппанта. Применяют в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины;
– глубоко проникающий разрыв 15 – 100 м с объемом закачки до 100 т проппанта. Используют в коллекторах со средней и высокой проницаемостью;
– массированный (большеобъемный) разрыв более 100 м с объемом закачки более 100 т проппанта.
Используют в коллекторах с проницаемостью менее 0,001 мкм
2
Для расширения трещин гидроразрыва в карбонатных коллекторах (СаСО
3
> 50%) часто используют обработку образовавшихся трещин кислотными растворами – кислотный ГРП.
Трещины остаются частично раскрытыми из-за химической неоднородности пластов-коллекторов.
В сильно неоднородных и прерывистых пластах, при соответствующих размерах «крыльев» трещин, ГРП обеспечивает увеличение охвата пласта заводнением за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. В определенных случаях массированный ГРП может вызвать уменьшение охвата пласта заводнением. Так, в случае рядной системы размещения скважин ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению охвата пласта заводнением за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва деформирует линии тока в элементе сетки.
В малопроницаемых пластах ГРП увеличивает охват пласта заводнением, позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти. Ряд месторождений Нефтеюганского региона (Западная Сибирь) с малопроницаемыми пластами не могут быть рентабельно разработаны без применения ГРП из-за низких дебитов скважин. К таким месторождениям относятся Приобское, Приразломное,
Малобалыкское, Обминское и ряд других. В связи с этим в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
(подразделение ОАО «Роснефть») ГРП рассматривают как метод регулирования разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами. Так, за период с 1992 по 2004 гг. на одном из крупнейших месторождений страны – Приобском (в пределах северной лицензионной территории) – было выполнено более 1300 ГРП (включая более 500 скважино-операций на вновь вводимых из бурения скважин), в результате чего было обеспечено до 50% всей добычи нефти.
ГРП применяют во всех нефтяных регионах страны, в основном в малопроницаемых, высоко расчлененных пластах, для получения рентабельных дебитов добывающих скважин и стабильной приемистости нагнетательных скважин с подключением в разработку тонкослоистых слоев и линз.
Достижения последних лет в области технологий ГРП позволили расширить геолого- физические условия применения ГРП и успешно использовать их в пластах малой толщины и в пластах высокой проницаемости (для предотвращения выноса песка - путем создания подобия гравийных фильтров).
За несколько лет процесс неуправляемого разрыва призабойной зоны пласта превратился в новые технологические решения для различных геологических условий. Локальный гидроразрыв,
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
44
ГРП с использованием специальных реагентов для обработки пористой среды, массированный
ГРП, кислотный ГРП, пенный ГРП, термо-газо-кислотный, азотно-пенный, многоэтапный и так далее – известно более 50 хорошо отработанных технологий ГРП, зарегистрировано около 4000 патентов на различные изобретения в области проведения ГРП.
По имеющимся в печати (неполным) данным в России ежегодно проводят 9000 ГРП на эксплуатационных и нагнетательных скважинах, что, в основном, связано с активным вводом в эксплуатацию скважин, разрабатывающих малопроницаемые пласты.
Перспективной является технология ГРП в горизонтальных скважинах – многостадийный
ГРП. Объемы применения этой технологии при разработке малопроницаемых пластов постоянно возрастают. Так, на Самотлорском месторождении с 2009 по 2013 гг. число ежегодных операций многостадийного ГРП возросло с 3 до 171, а к 2018 г. планируется увеличение до 700.
Подчеркнем, что наибольшую эффективность ГРП обеспечивает в малопроницаемых пластах, в «обычных» геолого-физических условиях использование ГРП может привести к опережающему обводнению пластов и отрицательным результатам.
Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти. Чтобы хорошо удерживать проппант жидкости разрыва должны обладать повышенной, по сравнению с водой, вязкостью.
Поэтому уже более 60 лет для ГРП используют жидкости на гуаровой основе – загущенную воду и гели (вначале использовали крахмал). Интересный факт: нефтяные гели для ГРП «родились» из исследований по совершенствованию напалмов. В качестве понизителей трения в жидкостях разрыва используют ПАА. После проведения ГРП и запуска добывающей скважины в работу часть жидкости разрыва и проппанта «вымываются» из пласта добываемой жидкостью и поступают в погружное насосное оборудование, трубопроводы и поверхностное оборудование.
Массовое использование ГРП привело к возникновению нового типа осложнений в работе погружного насосного оборудования, причиной которого является вынос проппанта (в том числе раскрошенного) и продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси - механических примесей. Масса выносимых механических примесей - от сотен кг до десятков тонн.
Это приводит к преждевременному износу и отказам оборудования. Повышенная концентрация механических примесей в добываемой жидкости разрушает рабочие колеса УЭЦН, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, что приводит к срезанию шлицевой части либо слому вала по телу. Указанные причины существенно уменьшают время наработки УЭЦН на отказ.
В лекции 5 мы отмечали, что ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют процесс подготовки нефти.
Проппант, при его наличии в перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостях, действует как абразив, то есть с точки зрения влияния на коррозию так же, как механические примеси – усиливает локальное разрушение внутренней поверхности труб. Вид и интенсивность коррозивных разрушений зависят от скорости потока жидкости, концентрации и компонентного состава проппанта; в частности, нередко происходит усиление коррозионно-эрозионного износа металла по нижней образующей.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
45
Рисунок 12. Отложения на фильтре мультифазного насоса после ГПР. Состав отложений: проппант, полимер (гель), механические примеси, нефть. Салымское месторождение
(Нефтеюганский район), 2017 г.
Основные расчетные показатели процесса ГРП – давление разрыва, расход рабочих жидкостей и проппанта, радиус трещин, проницаемость трещин, призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип и количество агрегатов для проведения ГРП, ожидаемая эффективность.
Методика и пример расчета приведены в монографии
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.
или
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
40
– технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).
Особое значение имеет первая группа критериев, которые не поддаются регулированию и являются определяющими при выборе системы разработки и метода воздействия. Поэтому при проектировании тепловых методов особое внимание уделяют объему и качеству информации о геологическом строении и геолого-физической характеристике пластов. В большинстве случаев главной причиной неэффективного применения тепловых методов на залежах высоковязкой нефти является недостаточный учет основных особенностей геолого-физической характеристики объекта.
Чем ниже пористость, тем меньше содержание нефти в 1 м
3
породы и тем больше тепла нужно расходовать на добычу 1 т нефти. Пористость должна быть не менее 10%.
Проницаемость определяет темп ввода тепла в пласт. Чем выше темп ввода тепла, тем меньше тепловых потерь по стволу нагнетательных скважин и в окружающие породы.
Проницаемость должна быть не меньше 0,1 мкм
2
Толщина пласта должна быть не менее 6 м и не более 30 м. При толщине пласта меньше 6 м тепловые потери в окружающие породы делают применение тепловых МУН экономически неэффективным. При большой толщине пласта возрастает отрицательная роль гравитационного фактора, за счет которого пар (воздух при внутрипластовом горении) распространяется по верхней части пласта, что снижает охват пласта тепловым воздействием.
Глубина залегания пласта при применении паротепловых методов должна быть не более
1200 – 1300 м. При большей глубине резко возрастают потери тепла и затраты на доставку в пласт пара. При применении внутрипластового горения с увеличением глубины залежи также возрастают затраты на сжатие воздуха (возникают и технические проблемы).
С увеличением вязкости нефти возрастает эффективность теплового воздействия по сравнению с традиционными методами разработки, однако при очень большой вязкости становится большим фильтрационное сопротивление пласта, что приводит к трудностям при освоении нагнетательных скважин в начальный период разработки. Пласты с большим содержанием глин, например, полимиктовые песчаники, могут быть непригодными для закачки пара из-за разбухания глин под воздействием пресной воды.
Технологические особенности проекта разработки могут оказать существенное влияние на эффективность тепловых методов. К ним относится, прежде всего, плотность сетки скважин. При разработке залежи тепловыми методами, по сравнению с традиционными, необходимо применять более плотные сетки скважин (не более 40000 – 60000 м
2
/скв.). При увеличении расстояний между скважинами более 200 – 250 м не удается добиться высокого охвата пласта процессом тепловым воздействием.
Для углубленного изучения тепловых МУН рекомендуются монографии
Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Д.Г. Антониади, А.Р.
Гарушев, В.Г. Ишханов. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. – 464 с.
Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра,
1986. 332 с.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
41
Лекция 8. Физические (механические) методы увеличения нефтеотдачи.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в том, что на забое скважины, путем закачки жидкости (жидкость разрыва), создают давление, превышающее горное (то есть вес вышележащих пород). Под действием созданного давления происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Трещину увеличивают, продолжая закачивать жидкость. При достижении трещиной определенных размеров в жидкость разрыва подают расклинивающий агент, называемый проппантом (искусственный песок с частицами шаровидной формы). Проппант подают для того, чтобы удерживать трещину в раскрытом состоянии после прекращения подачи жидкости разрыва и снятия избыточного давления. На заключительной стадии проппант, оставшийся в скважине, продавливают в пласт.
О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при проведении ГРП. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки (рис.11А), а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет не пропорционально росту давления (рис. 11Б).
Рисунок 11. Изменение расхода и давления при ГРП.
А – образование искусственной трещины, Б – раскрытие естественной трещины
За счет созданной трещины, заполненной проппантом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются участки пласта, ранее не участвовавшие в разработке.
ГРП позволяет увеличивать дебиты скважин в несколько раз, по нефти, в среднем, в 3 раза.
Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. На глубине забоя скважины до 500 м в результате ГРП, как правило, возникают горизонтальные трещины, ниже 500 м - вертикальные.
Проведение первого в мире ГРП приписывают компании «Halliburton», выполнившей его в
США в 1947 г. В качестве жидкости разрыва использовали техническую воду, в качестве проппанта – речной песок.
В СССР теоретические основы ГРП были разработаны С.А. Христиановичем и Ю.П.
Желтовым (1953 г.), которые создали математическую модель образования и распространения горизонтальной и вертикальной трещин в пласте и дали методу ГРП теоретическое обоснование.
В их работах дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также приближенные формулы для расчета
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
P, Q
Время
P=f(время)
Q=f(время)
А Б
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
42 размеров горизонтальных трещин. Эти формулы используют для расчета размеров трещин гидроразрыва и в настоящее время.
Промышленное внедрение ГРП в СССР начато в 1954 г., в 1958 – 1964 гг. количество операций ГРП составляло 1,5 – 2,5 тыс. в год. С началом разработки месторождений Западной
Сибири от применения ГРП на добывающих нефтяных скважинах, практически, отказались, так как не было необходимости в дополнительных методах интенсификации добычи нефти. К ГРП вновь вернулись в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Современные представления о механизмах ГРП заключаются в следующих основных положениях.
1. При нагнетании жидкости в скважину насосными агрегатами она будет фильтроваться в пласт и создавать в нем избыточное давление. Величина избыточного давления определяется темпом закачки жидкости, ее вязкостью и проницаемостью пород пласта. В пласте избыточное давление передается на грунтовой скелет и может разорвать его. Образование или раскрытие трещин происходит тогда, когда давление внутри скелета пласта окажется больше внешнего давления, сжимающего этот скелет.
2. В общем случае полное горное (геостатическое) давление определяется как произведение среднего удельного веса пород и глубины залегания пласта. Горизонтальная (боковая) составляющая горного давления пропорциональна вертикальной и может быть равной ей или быть несколько меньше. Давление, сжимающее скелет пласта в вертикальном направлении, равно местному горному давлению, поэтому для образования горизонтальных трещин в пласте необходимо создать давление, большее вертикальной составляющей местного горного давления.
В горизонтальном направлении пласт сжат боковой составляющей горного давления и для образования трещин в вертикальной плоскости необходимо, чтобы давление в скелете пласта превышало горизонтальную составляющую горного давления.
3. При осуществлении ГРП оказалось, что в большинстве случаев разрывы пород происходят при давлениях меньших, чем полное горное давление. Из этого следует, что в пластах должны образовываться в основном вертикальные трещины. Однако, как показали Ю.П. Желтов и
С.А. Христианович, значительное снижение горного давления может происходить вследствие наличия в вышележащих породах глин и других пластичных материалов, которые способны течь и выдавливаться под давлением вышележащих пород в скважину в процессе ее бурения. При этом в приствольной зоне скважины происходит как бы передача давления на вышележащие и нижележащие пласты. Снижение горного давления происходит в основном в районе скважины, тогда как в удаленной части пласта давление сохраняется первоначальным (геостатическим).
Снижение горного давления вблизи скважины объясняет образование горизонтальных трещин при давлениях ниже геостатического. Таким образом, в общем случае, величина давления в скважине при ГРП не определяет ориентацию трещин.
4. Протяженность трещин ГРП может достигать сотен метров и определяется технико- технологическим обеспечением процесса, свойствами жидкости разрыва, темпами и объемами ее закачки.
5. Ширина раскрытия трещин ГРП зависит от упругих деформаций пород пластов, технико- технологического обеспечения процесса и может составлять несколько сантиметров.
6. Развитие вертикальных трещин по толщине пласта ограничивается кровлей и подошвой в пределах одного напластования, а горизонтальные трещины распространяются, как правило, по напластованию пород, приурочиваясь к кровле или подошве пласта или литологического включения в нем.
7. Резкий спад давления наблюдается, в основном, при ГРП монолитных пород, для разрушения которых необходимо дополнительное давление. При наличии естественных трещин по мере повышения давления на забое скважины выше местного горного давления происходит постепенное раскрытие трещин, а увеличение темпа нагнетания жидкости приводит к повышению
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
43 давления нагнетания и, соответственно, к увеличению ширины раскрытия трещин и их протяженности.
Для проведения ГРП применяют три основные технологические схемы:
– однократный (одностадийный) ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергают все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
– многостадийный ГРП, когда гидроразрыву последовательно подвергают два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной (в СССР многостадийный ГРП применяли с 1958 г.)
– поинтервальный (направленный) ГРП, когда гидроразрыву подвергают один определенный пласт или пропласток.
По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:
– локальный разрыв до 5 – 15 м с объемом закачки до 3 – 5 т проппанта. Применяют в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины;
– глубоко проникающий разрыв 15 – 100 м с объемом закачки до 100 т проппанта. Используют в коллекторах со средней и высокой проницаемостью;
– массированный (большеобъемный) разрыв более 100 м с объемом закачки более 100 т проппанта.
Используют в коллекторах с проницаемостью менее 0,001 мкм
2
Для расширения трещин гидроразрыва в карбонатных коллекторах (СаСО
3
> 50%) часто используют обработку образовавшихся трещин кислотными растворами – кислотный ГРП.
Трещины остаются частично раскрытыми из-за химической неоднородности пластов-коллекторов.
В сильно неоднородных и прерывистых пластах, при соответствующих размерах «крыльев» трещин, ГРП обеспечивает увеличение охвата пласта заводнением за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. В определенных случаях массированный ГРП может вызвать уменьшение охвата пласта заводнением. Так, в случае рядной системы размещения скважин ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению охвата пласта заводнением за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва деформирует линии тока в элементе сетки.
В малопроницаемых пластах ГРП увеличивает охват пласта заводнением, позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти. Ряд месторождений Нефтеюганского региона (Западная Сибирь) с малопроницаемыми пластами не могут быть рентабельно разработаны без применения ГРП из-за низких дебитов скважин. К таким месторождениям относятся Приобское, Приразломное,
Малобалыкское, Обминское и ряд других. В связи с этим в ООО «РН-Юганскнефтегаз»
(подразделение ОАО «Роснефть») ГРП рассматривают как метод регулирования разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами. Так, за период с 1992 по 2004 гг. на одном из крупнейших месторождений страны – Приобском (в пределах северной лицензионной территории) – было выполнено более 1300 ГРП (включая более 500 скважино-операций на вновь вводимых из бурения скважин), в результате чего было обеспечено до 50% всей добычи нефти.
ГРП применяют во всех нефтяных регионах страны, в основном в малопроницаемых, высоко расчлененных пластах, для получения рентабельных дебитов добывающих скважин и стабильной приемистости нагнетательных скважин с подключением в разработку тонкослоистых слоев и линз.
Достижения последних лет в области технологий ГРП позволили расширить геолого- физические условия применения ГРП и успешно использовать их в пластах малой толщины и в пластах высокой проницаемости (для предотвращения выноса песка - путем создания подобия гравийных фильтров).
За несколько лет процесс неуправляемого разрыва призабойной зоны пласта превратился в новые технологические решения для различных геологических условий. Локальный гидроразрыв,
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
44
ГРП с использованием специальных реагентов для обработки пористой среды, массированный
ГРП, кислотный ГРП, пенный ГРП, термо-газо-кислотный, азотно-пенный, многоэтапный и так далее – известно более 50 хорошо отработанных технологий ГРП, зарегистрировано около 4000 патентов на различные изобретения в области проведения ГРП.
По имеющимся в печати (неполным) данным в России ежегодно проводят 9000 ГРП на эксплуатационных и нагнетательных скважинах, что, в основном, связано с активным вводом в эксплуатацию скважин, разрабатывающих малопроницаемые пласты.
Перспективной является технология ГРП в горизонтальных скважинах – многостадийный
ГРП. Объемы применения этой технологии при разработке малопроницаемых пластов постоянно возрастают. Так, на Самотлорском месторождении с 2009 по 2013 гг. число ежегодных операций многостадийного ГРП возросло с 3 до 171, а к 2018 г. планируется увеличение до 700.
Подчеркнем, что наибольшую эффективность ГРП обеспечивает в малопроницаемых пластах, в «обычных» геолого-физических условиях использование ГРП может привести к опережающему обводнению пластов и отрицательным результатам.
Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти. Чтобы хорошо удерживать проппант жидкости разрыва должны обладать повышенной, по сравнению с водой, вязкостью.
Поэтому уже более 60 лет для ГРП используют жидкости на гуаровой основе – загущенную воду и гели (вначале использовали крахмал). Интересный факт: нефтяные гели для ГРП «родились» из исследований по совершенствованию напалмов. В качестве понизителей трения в жидкостях разрыва используют ПАА. После проведения ГРП и запуска добывающей скважины в работу часть жидкости разрыва и проппанта «вымываются» из пласта добываемой жидкостью и поступают в погружное насосное оборудование, трубопроводы и поверхностное оборудование.
Массовое использование ГРП привело к возникновению нового типа осложнений в работе погружного насосного оборудования, причиной которого является вынос проппанта (в том числе раскрошенного) и продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси - механических примесей. Масса выносимых механических примесей - от сотен кг до десятков тонн.
Это приводит к преждевременному износу и отказам оборудования. Повышенная концентрация механических примесей в добываемой жидкости разрушает рабочие колеса УЭЦН, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, что приводит к срезанию шлицевой части либо слому вала по телу. Указанные причины существенно уменьшают время наработки УЭЦН на отказ.
В лекции 5 мы отмечали, что ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют процесс подготовки нефти.
Проппант, при его наличии в перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостях, действует как абразив, то есть с точки зрения влияния на коррозию так же, как механические примеси – усиливает локальное разрушение внутренней поверхности труб. Вид и интенсивность коррозивных разрушений зависят от скорости потока жидкости, концентрации и компонентного состава проппанта; в частности, нередко происходит усиление коррозионно-эрозионного износа металла по нижней образующей.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
45
Рисунок 12. Отложения на фильтре мультифазного насоса после ГПР. Состав отложений: проппант, полимер (гель), механические примеси, нефть. Салымское месторождение
(Нефтеюганский район), 2017 г.
Основные расчетные показатели процесса ГРП – давление разрыва, расход рабочих жидкостей и проппанта, радиус трещин, проницаемость трещин, призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип и количество агрегатов для проведения ГРП, ожидаемая эффективность.
Методика и пример расчета приведены в монографии
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.
или
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных
техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.
Для углубленного изучения ГРП рекомендуется монография
Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Учебное пособие для учащихся
профтехобразования и рабочих на производстве. – М.: Недра, 1986, 165 с.
Уплотнение сетки скважин в процессе разработки широко использовали (и используют) на месторождениях всех нефтедобывающих регионов России. В большинстве случаев уплотняющее бурение оказалось эффективным, хотя были и неудачные случаи применения этого метода. Эффективность метода зависит от ряда факторов: геологического строения пластов, их неоднородности и прерывистости, реализуемой системы разработки, вида и плотности сетки скважин, степени выработки пласта к началу осуществления уплотняющего бурения.
В то же время «чрезмерно» высокие эффекты от бурения уплотняющих скважин наводят на мысль о том, что, возможно, на таких месторождениях были использованы слишком редкие первоначальные сетки скважин или были возможности для выделения в эксплуатационные объекты меньшего количества пластов, то есть уплотнение, по сути, являлось корректировкой проектной сетки скважин.
Уплотнение сетки скважин, при правильном учете геологических и технологических факторов, является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта воздействием.
Бурение
горизонтальных
скважин.
Основные направления использования горизонтальных скважин:
– «обычные пласты» – за счет «геометрии» (контакт с пластом);
– «газовые шапки и подошвенная вода»;
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
46
– низкопродуктивные зоны;
– карбонатные пласты с системой естественных трещин.
Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (рис. 12), в 2007 г. оно составляло 400 шт. Годовая добыча нефти по вновь введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила более 4 млн. т. Горизонтальные скважины используют на различных по своим характеристикам месторождениях для решения разнообразных задач, в том числе для повышения охвата пласта воздействием.
Рисунок 13. Динамика ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин и добыча из них нефти за
1995 – 2007 гг.
Горизонтальные скважины не следует рассматривать как панацею для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и др. Возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна быть обоснована технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.
Бурение боковых (вторых) стволов скважин. Основные направления использования боковых стволов скважин:
– выработка остаточных запасов из незатронутых дренированием зон;
– восстановление (совершенствование) системы разработки (без/или в сочетании с другими геолого-техническими мероприятиями);
– уплотнение сетки скважин;
– «газовые шапки и подошвенная вода»;
– низкопродуктивные и краевые зоны.
Наряду с чисто экономическими преимуществами боковых стволов скважин для уплотнения сеток скважин немаловажным фактором является возможность «адресной» проводки боковых стволов на остаточные запасы нефти, «точечным» использованием их в зонах повышенной концентрации остаточных запасов. Хорошо изученное геологическое строение пласта позволяет практически во всех случаях получить положительный результат.
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Д
об
ы
ча
н
ефт
и,
м
лн
.т
Ч
ис
ло
г
ор
из
он
та
ль
ны
х
ск
ва
ж
ин
Число горизонтальных скважин
Добыча нефти из горизонтальных скважин, млн. т
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
47
Объем бурения боковых стволов скважин в России за последние десятилетия существенно вырос, число пробуренных боковых стволов скважин за 2007 г. оценивается в 940 – 960 шт. Добыча нефти за счет боковых стволов скважин, завершенных бурением в 2007 г., в целом по стране оценивается на уровне 4 млн. тонн.
Вовлечение в разработку остаточных запасов нефти боковыми стволами скважин достигается за счет двух основных факторов. Первым из них является отбор нефти из пропластков в обводненных зонах пластов непосредственно боковыми стволами, пробуренными в эти зоны.
Вторым механизмом увеличения охвата пласта воздействием является перераспределение потоков в пластах и вовлечение в процесс фильтрации остаточной нефти из застойных зон. В газонефтяных месторождениях, наряду с указанными механизмами воздействия на остаточные запасы нефти боковыми стволами скважин, отбирается также часть невыработанных запасов в области водонефтяного и газонефтяного контакта. Накопленный к настоящему времени опыт бурения и эксплуатации боковых стволов на многих месторождениях в России показывает, что использование боковых стволов скважин (особенно с горизонтальным участком) является одним из наиболее эффективных способов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием в самых разнообразных условиях их разработки.
В таблице приведены наиболее общие показатели применимости методов ГРП, бурения горизонтальных скважин и боковых стволов скважин (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, А.А. Лутфуллин, ГКЗ Роснедра).
Технология
Благоприятные пластовые условия
Неблагоприятные условия
Толщина пласта, м
Нефтенасы- щенность.,
%
Проницае- мость, мкм
2
Вязкость нефти
Коэфф. песчанис- тости
Коэфф. расченен- ности
ГРП
≥ 2,0
≥ 35
< 0,5(> 0,5
– спец. виды ГРП с созданием короткой трещины разрыва) не имеет значения не имеет значения не имеет значения
1. Близкое расположение газоводонефтяного контакта.
2. Небольшая, менее 5 м, толщина покрышки.
3. Высокая трещиноватость коллектора.
4. Высокие (более 600 атм.) пластовые давления.
Бурение горизонт. скважин, в том числе боковых стволов с горизонт., участком
≥ 2,0
≥ 40
≥ 0,001 не имеет значения
> 0,3
< 5 1. Высокая слоистая неоднородность.
2. Высокая вертикальная анизотропия.
3. Значительная толщина пласта.
Бурение наклонно направл. и пологих скважин, в том числе боковых стволов
≥ 2,5
≥ 40
≥ 0,001 не имеет значения не имеет значения не имеет значения
1. Высокая вертикальная анизотропия
(снижается эффект).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
48
Лекция 9. Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи.
Импульсное электрическое воздействие на пласт. В середине 70-х годов XX века был подтвержден эффект изменения структуры порового пространства пласта при прохождении через него электрических токов, эксперименты по импульсному электрическому воздействию на продуктивные пласты дали положительные результаты. При прохождении импульсов электрического тока через коллектор происходит выделение энергии в тонких капиллярах.
Существует пороговое значение количества выделяемой энергии, при превышении которого происходит изменение структуры микронеоднородной среды, а также структур фильтрационных потоков. Энергия, выделенная в тонких капиллярах (при превышении определенного значения), разрушает цементирующие вещества. Измененная структура порового пространства существенно изменяет характер фильтрации в микронеоднородной среде.
Для реализации технологии существует несколько схем подключения к скважинам. Чаще всего применяют схему подключения к двум скважинам (к колонным головкам). Электродом, при подключении к колонной головке, является эксплуатационная колонна обрабатываемой скважины.
Существует схема подключения к одной скважине с использованием заземления. При подключении скважины с использованием заземления в качестве заземлителей используют металлические стержни (до 50 шт.), заглубленные в землю. Стержни заземления должны быть удалены от скважины не менее, чем на 400 м. Чтобы уменьшить электрическое сопротивление заземления, зону расположения металлических стержней заливают солевым раствором.
Область применения технологии распространяется на карбонатные и терригенные коллекторы с глубиной залегания до 2000 м (подключение к двум скважинам) и до 3000 м
(подключение с использованием заземления), с неоднородными пластами и чередованием участков высокой и пониженной пористости. Обработку рекомендуется производить на скважинах с обводненностью 40 – 85% и дебитом по жидкости 10 – 85 м
3
/сут. Для получения результата длительность обработки должна быть от 20 до 30 часов.
Прирост дебита по нефти после обработки составляет от 0,5 до 13 т/сут. (в зависимости от текущего дебита и обводненности, а также конкретных геолого-геофизических характеристик).
Обводненность продукции, при этом, снижается на 10 – 30%.
Воздействие электрическим током промышленной частоты и напряжения путем спуска электродов в скважины не дало значимых положительных результатов и не было внедрено на промысле.
Метод виброволнового воздействия на ПЗП называют также вибрационным. Он был разработан и впервые применен на нефтяных месторождениях в 60-х гг. ХХ века. Обработки скважин проводили с помощью специальных скважинных генераторов, работавших за счет гидродинамического напора закачиваемой в скважины технологической жидкости (воды, растворов ПАВ, нефти, растворителей, растворов кислот и др.). В СССР с 1967 по 1985 г. с помощью устройства ГВЗ-108 проведено около 6000 обработок скважин. Успешность работ составила 70 %, продолжительность эффекта – 1,0 – 1,5 года. Общий прирост добычи нефти по обработанным скважинам превысил 5 млн. т, увеличение приемистости по нагнетательным скважинам – 15 млн. м
3
. По данным института ТатНИПИнефть, с использованием пульсаторов
ПВ-54 за 1984 – 1985 гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80 %.
Приемистость скважин увеличилась, в среднем, на 25 %, эффект продолжался в течение 60 – 90 сут.
Основной эффект от виброволнового воздействия на ПЗП достигается за счет раскупоривания поровых каналов, образования трещин в ПЗП, влияния на реологические свойства жидкостей, увеличения подвижности жидкостей в пласте и др.
Достоинствами виброволнового воздействия на ПЗП являются простота метода, использование энергии напора закачиваемой жидкости, сочетание гидродинамических
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
49 генераторов со штатным оборудованием. Метод не нашел дальнейшего развития из-за невысокой надежности и низкого КПД устройств, больших энергозатрат и малой эффективности при использовании гидродинамических генераторов механического типа, а также отсутствия обоснованных критериев выбора рациональных параметров виброволнового воздействия и режимов обработки скважин.
Область применения: освоение, повышение продуктивности и увеличение производительности нагнетательных скважин, вскрывающих неоднородные, малопроницаемые пласты, представленные карбонатами, песчаниками, глинистыми песчаниками и алевролитами.
Импульсно-ударные методы основаны на использовании эффекта ударной волны и вызываемых ею возмущений в пласте. Для создания таких воздействий применяют химические, механические, гидравлические, пневматические и электрофизические источники. Пример метода
– кумулятивная перфорация с одновременным газодинамическим воздействием на пласт пороховыми газами. За одну спускоподъемную операцию проводят перфорацию и интенсификацию притока нефти. При этом в пласте создаются трещины протяженностью 0,9-1,8 м.
В импульсно-ударном методе с применением электроискровых генераторов для получения импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства (эффект Юткина). Энергия разряда расходуется на разогрев жидкости в зоне разряда, электромагнитное излучение, волну сжатия и запаздывающее расширение образующейся при разряде парогазовой полости с последующим ее пульсирующим схлопыванием. Выделяемая мощность небольшая, в среднем, менее 1 кВт, однако максимальная мощность в импульсе может достигать 25 МВт. При таком воздействии в ПЗП образуется сеть микротрещин, которая создает сложное напряженное состояние. Для осуществления метода разработаны электроискровые генераторы различных конструкций, работающие на различных частотах разряда от 0,05 – 0,20 до 8 – 10 Гц. Устройства успешно прошли испытания в СССР на месторождениях Урало-Поволжья и Украины и за рубежом (в США). В СССР было обработано более 100 скважин. Анализ результатов применения метода на месторождениях Башкирии показал, что успешность работ составила около 60 %, дополнительная добыча нефти на 1 обработку – свыше 200 т, продолжительность эффекта более 7 мес. Наибольший эффект был достигнут при интервальной (15 – 20 см за 1 операцию) обработке скважин в зоне перфорации в тех случаях, когда снижение дебитов скважин было вызвано отложениями минеральных солей на стенках обсадной колонны и в перфорационных каналах.
Сейсмическое воздействие на пласт. Давно было замечено, что после землетрясений изменяются пластовые давления и дебиты добывающих скважин. Так, землетрясение в Южной
Калифорнии в 1952 г. вызвало, местами, десятикратное повышение давления на устьях фонтанирующих скважин, которое держалось более двух недель. Во время Дагестанского землетрясения в 1970 г. добыча нефти повышалась на нефтяных залежах в радиусе более 200 км от эпицентра. Известны случаи влияния на нефтяные залежи вибросейсмического воздействия, вызываемого работающими турбинами ГЭС и движением тяжеловесных железнодорожных составов вблизи месторождений (на дебиты, а также на динамические уровни жидкости в скважинах).
Сейсмическое воздействие на пласт осуществляют с помощью вибросейсмических источников, размещаемых на поверхности Земли, сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устьях скважин, трубно-стержневых волноводов.
При использовании поверхностных источников зона прямого эффекта охватывает не глубоко залегающие пласты (200 – 300 м), в случае сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устье скважин и передачи упругой энергии в пласт через волноводы эффект достигают в продуктивном пласте на расстояниях, сопоставимых с межскважинными.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
50
Анализ результатов вибросейсмического воздействия на пласт показал, что при таком воздействии могут быть достигнуты: дегазация геологических сред, перераспределение напряженно-деформированного состояния массива пород, изменение физических свойств пластовых жидкостей, увеличение дебитов скважин, снижение обводненности продукции, увеличение проницаемости ПЗП, изменение водонасыщенности и фазовых проницаемостей, вовлечение в разработку застойных зон.
Для углубленного изучения волновых методов воздействия на пласт рекомендуется монография
Дыбленко В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с
трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 80
с.
Термогазовое воздействие на пласт. Метод впервые предложен институтом ВНИИнефть в 1971 г. Он основан на закачке в пласт воздуха и создании в пласте эффективных вытесняющих агентов за счет внутрипластовых окислительных процессов.
Термогазовая технология имеет принципиальные отличия от обычного процесса внутрипластового горения, реализуемого на высоковязких нефтях. При сухом внутрипластовом горении в пласте с высоковязкой нефтью 60 – 80% вытеснения реализуется в области фронта горения. В термогазовой технологии на фронте высокотемпературных реакций вытесняется только
5 – 15% нефти. В результате окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Основное вытеснение обеспечивается именно газом, а высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частично смешивающегося вытеснения.
Исследования на кернах показали, что после закачки воздуха остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения составляет 5 – 7%. Высокие пластовые температуры создают условия для полного потребления кислорода, гарантируя безопасное ведение процесса.
В 1980-х и начале 1990-х гг. в рамках программы проектов промысловых испытаний и освоения современных МУН метод термогазового воздействия прошел успешные испытания на месторождениях Украины, Азербайджана, США, в том числе в соответствии с международным соглашением «Интернефтеотдача» МНТК «Нефтеотдача» (СССР) – НК «Амоко» (США). В ходе промысловых испытаний было достигнуто существенное увеличение добычи нефти (в 1,5 раза и более), увеличение нефтеотдачи (до 0,6 и более), а также обеспечена полная утилизация кислорода.
Однако впоследствии программа была свернута.
В США освоение термогазовой технологии получает все большее развитие: так в 2002 г. термогазовое воздействие применяли на 5-ти объектах, а в 2009 г. – на 11.
Преимущества термогазовой технологии:
– относительная простота реализации;
– низкая стоимость используемого газа (природный газ, СО
2
или азот, применяемые в проектах
«газового заводнения», необходимо либо вырабатывать, либо транспортировать к месту закачки, тогда как воздух бесплатен и доступен в неограниченных количествах);
– возможность применения технологии на объектах с малопроницаемыми (0,01 мкм
2
и менее) и низкопористыми (менее 15%) коллекторами;
– возможность применения на объектах с коллекторами, не пригодными для заводнения;
– высокий потенциал по приросту нефтеотдачи, в том числе на объектах в значительной степени выработанных при заводнении (при нефтенасыщенности менее 40% и даже 30%);
– возможность реализации при редких сетках скважин – до 100000 м
2
/скв., что важно для глубокозалегающих пластов;
– возможность использования скважин обычной конструкции и реализации технологии на разбуренных месторождениях.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
51
К благоприятным для реализации технологии объектам относятся месторождения с высокой пластовой температурой и относительно высоким пластовым давлением. Нефти в таких месторождениях, как правило, относительно маловязкие.
Практически все месторождения Сибири с глубиной залегания более 2000 м являются кандидатами для применения технологии термогазового воздействия. Сегодня разработку сибирских месторождений ведут преимущественно путем закачки в пласт холодной воды.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
46
– низкопродуктивные зоны;
– карбонатные пласты с системой естественных трещин.
Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (рис. 12), в 2007 г. оно составляло 400 шт. Годовая добыча нефти по вновь введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила более 4 млн. т. Горизонтальные скважины используют на различных по своим характеристикам месторождениях для решения разнообразных задач, в том числе для повышения охвата пласта воздействием.
Рисунок 13. Динамика ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин и добыча из них нефти за
1995 – 2007 гг.
Горизонтальные скважины не следует рассматривать как панацею для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и др. Возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна быть обоснована технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.
Бурение боковых (вторых) стволов скважин. Основные направления использования боковых стволов скважин:
– выработка остаточных запасов из незатронутых дренированием зон;
– восстановление (совершенствование) системы разработки (без/или в сочетании с другими геолого-техническими мероприятиями);
– уплотнение сетки скважин;
– «газовые шапки и подошвенная вода»;
– низкопродуктивные и краевые зоны.
Наряду с чисто экономическими преимуществами боковых стволов скважин для уплотнения сеток скважин немаловажным фактором является возможность «адресной» проводки боковых стволов на остаточные запасы нефти, «точечным» использованием их в зонах повышенной концентрации остаточных запасов. Хорошо изученное геологическое строение пласта позволяет практически во всех случаях получить положительный результат.
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Д
об
ы
ча
н
ефт
и,
м
лн
.т
Ч
ис
ло
г
ор
из
он
та
ль
ны
х
ск
ва
ж
ин
Число горизонтальных скважин
Добыча нефти из горизонтальных скважин, млн. т
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
47
Объем бурения боковых стволов скважин в России за последние десятилетия существенно вырос, число пробуренных боковых стволов скважин за 2007 г. оценивается в 940 – 960 шт. Добыча нефти за счет боковых стволов скважин, завершенных бурением в 2007 г., в целом по стране оценивается на уровне 4 млн. тонн.
Вовлечение в разработку остаточных запасов нефти боковыми стволами скважин достигается за счет двух основных факторов. Первым из них является отбор нефти из пропластков в обводненных зонах пластов непосредственно боковыми стволами, пробуренными в эти зоны.
Вторым механизмом увеличения охвата пласта воздействием является перераспределение потоков в пластах и вовлечение в процесс фильтрации остаточной нефти из застойных зон. В газонефтяных месторождениях, наряду с указанными механизмами воздействия на остаточные запасы нефти боковыми стволами скважин, отбирается также часть невыработанных запасов в области водонефтяного и газонефтяного контакта. Накопленный к настоящему времени опыт бурения и эксплуатации боковых стволов на многих месторождениях в России показывает, что использование боковых стволов скважин (особенно с горизонтальным участком) является одним из наиболее эффективных способов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием в самых разнообразных условиях их разработки.
В таблице приведены наиболее общие показатели применимости методов ГРП, бурения горизонтальных скважин и боковых стволов скважин (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им.
И.М. Губкина, А.А. Лутфуллин, ГКЗ Роснедра).
Технология
Благоприятные пластовые условия
Неблагоприятные условия
Толщина пласта, м
Нефтенасы- щенность.,
%
Проницае- мость, мкм
2
Вязкость нефти
Коэфф. песчанис- тости
Коэфф. расченен- ности
ГРП
≥ 2,0
≥ 35
< 0,5(> 0,5
– спец. виды ГРП с созданием короткой трещины разрыва) не имеет значения не имеет значения не имеет значения
1. Близкое расположение газоводонефтяного контакта.
2. Небольшая, менее 5 м, толщина покрышки.
3. Высокая трещиноватость коллектора.
4. Высокие (более 600 атм.) пластовые давления.
Бурение горизонт. скважин, в том числе боковых стволов с горизонт., участком
≥ 2,0
≥ 40
≥ 0,001 не имеет значения
> 0,3
< 5 1. Высокая слоистая неоднородность.
2. Высокая вертикальная анизотропия.
3. Значительная толщина пласта.
Бурение наклонно направл. и пологих скважин, в том числе боковых стволов
≥ 2,5
≥ 40
≥ 0,001 не имеет значения не имеет значения не имеет значения
1. Высокая вертикальная анизотропия
(снижается эффект).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
48
Лекция 9. Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи.
Импульсное электрическое воздействие на пласт. В середине 70-х годов XX века был подтвержден эффект изменения структуры порового пространства пласта при прохождении через него электрических токов, эксперименты по импульсному электрическому воздействию на продуктивные пласты дали положительные результаты. При прохождении импульсов электрического тока через коллектор происходит выделение энергии в тонких капиллярах.
Существует пороговое значение количества выделяемой энергии, при превышении которого происходит изменение структуры микронеоднородной среды, а также структур фильтрационных потоков. Энергия, выделенная в тонких капиллярах (при превышении определенного значения), разрушает цементирующие вещества. Измененная структура порового пространства существенно изменяет характер фильтрации в микронеоднородной среде.
Для реализации технологии существует несколько схем подключения к скважинам. Чаще всего применяют схему подключения к двум скважинам (к колонным головкам). Электродом, при подключении к колонной головке, является эксплуатационная колонна обрабатываемой скважины.
Существует схема подключения к одной скважине с использованием заземления. При подключении скважины с использованием заземления в качестве заземлителей используют металлические стержни (до 50 шт.), заглубленные в землю. Стержни заземления должны быть удалены от скважины не менее, чем на 400 м. Чтобы уменьшить электрическое сопротивление заземления, зону расположения металлических стержней заливают солевым раствором.
Область применения технологии распространяется на карбонатные и терригенные коллекторы с глубиной залегания до 2000 м (подключение к двум скважинам) и до 3000 м
(подключение с использованием заземления), с неоднородными пластами и чередованием участков высокой и пониженной пористости. Обработку рекомендуется производить на скважинах с обводненностью 40 – 85% и дебитом по жидкости 10 – 85 м
3
/сут. Для получения результата длительность обработки должна быть от 20 до 30 часов.
Прирост дебита по нефти после обработки составляет от 0,5 до 13 т/сут. (в зависимости от текущего дебита и обводненности, а также конкретных геолого-геофизических характеристик).
Обводненность продукции, при этом, снижается на 10 – 30%.
Воздействие электрическим током промышленной частоты и напряжения путем спуска электродов в скважины не дало значимых положительных результатов и не было внедрено на промысле.
Метод виброволнового воздействия на ПЗП называют также вибрационным. Он был разработан и впервые применен на нефтяных месторождениях в 60-х гг. ХХ века. Обработки скважин проводили с помощью специальных скважинных генераторов, работавших за счет гидродинамического напора закачиваемой в скважины технологической жидкости (воды, растворов ПАВ, нефти, растворителей, растворов кислот и др.). В СССР с 1967 по 1985 г. с помощью устройства ГВЗ-108 проведено около 6000 обработок скважин. Успешность работ составила 70 %, продолжительность эффекта – 1,0 – 1,5 года. Общий прирост добычи нефти по обработанным скважинам превысил 5 млн. т, увеличение приемистости по нагнетательным скважинам – 15 млн. м
3
. По данным института ТатНИПИнефть, с использованием пульсаторов
ПВ-54 за 1984 – 1985 гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80 %.
Приемистость скважин увеличилась, в среднем, на 25 %, эффект продолжался в течение 60 – 90 сут.
Основной эффект от виброволнового воздействия на ПЗП достигается за счет раскупоривания поровых каналов, образования трещин в ПЗП, влияния на реологические свойства жидкостей, увеличения подвижности жидкостей в пласте и др.
Достоинствами виброволнового воздействия на ПЗП являются простота метода, использование энергии напора закачиваемой жидкости, сочетание гидродинамических
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
49 генераторов со штатным оборудованием. Метод не нашел дальнейшего развития из-за невысокой надежности и низкого КПД устройств, больших энергозатрат и малой эффективности при использовании гидродинамических генераторов механического типа, а также отсутствия обоснованных критериев выбора рациональных параметров виброволнового воздействия и режимов обработки скважин.
Область применения: освоение, повышение продуктивности и увеличение производительности нагнетательных скважин, вскрывающих неоднородные, малопроницаемые пласты, представленные карбонатами, песчаниками, глинистыми песчаниками и алевролитами.
Импульсно-ударные методы основаны на использовании эффекта ударной волны и вызываемых ею возмущений в пласте. Для создания таких воздействий применяют химические, механические, гидравлические, пневматические и электрофизические источники. Пример метода
– кумулятивная перфорация с одновременным газодинамическим воздействием на пласт пороховыми газами. За одну спускоподъемную операцию проводят перфорацию и интенсификацию притока нефти. При этом в пласте создаются трещины протяженностью 0,9-1,8 м.
В импульсно-ударном методе с применением электроискровых генераторов для получения импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства (эффект Юткина). Энергия разряда расходуется на разогрев жидкости в зоне разряда, электромагнитное излучение, волну сжатия и запаздывающее расширение образующейся при разряде парогазовой полости с последующим ее пульсирующим схлопыванием. Выделяемая мощность небольшая, в среднем, менее 1 кВт, однако максимальная мощность в импульсе может достигать 25 МВт. При таком воздействии в ПЗП образуется сеть микротрещин, которая создает сложное напряженное состояние. Для осуществления метода разработаны электроискровые генераторы различных конструкций, работающие на различных частотах разряда от 0,05 – 0,20 до 8 – 10 Гц. Устройства успешно прошли испытания в СССР на месторождениях Урало-Поволжья и Украины и за рубежом (в США). В СССР было обработано более 100 скважин. Анализ результатов применения метода на месторождениях Башкирии показал, что успешность работ составила около 60 %, дополнительная добыча нефти на 1 обработку – свыше 200 т, продолжительность эффекта более 7 мес. Наибольший эффект был достигнут при интервальной (15 – 20 см за 1 операцию) обработке скважин в зоне перфорации в тех случаях, когда снижение дебитов скважин было вызвано отложениями минеральных солей на стенках обсадной колонны и в перфорационных каналах.
Сейсмическое воздействие на пласт. Давно было замечено, что после землетрясений изменяются пластовые давления и дебиты добывающих скважин. Так, землетрясение в Южной
Калифорнии в 1952 г. вызвало, местами, десятикратное повышение давления на устьях фонтанирующих скважин, которое держалось более двух недель. Во время Дагестанского землетрясения в 1970 г. добыча нефти повышалась на нефтяных залежах в радиусе более 200 км от эпицентра. Известны случаи влияния на нефтяные залежи вибросейсмического воздействия, вызываемого работающими турбинами ГЭС и движением тяжеловесных железнодорожных составов вблизи месторождений (на дебиты, а также на динамические уровни жидкости в скважинах).
Сейсмическое воздействие на пласт осуществляют с помощью вибросейсмических источников, размещаемых на поверхности Земли, сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устьях скважин, трубно-стержневых волноводов.
При использовании поверхностных источников зона прямого эффекта охватывает не глубоко залегающие пласты (200 – 300 м), в случае сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устье скважин и передачи упругой энергии в пласт через волноводы эффект достигают в продуктивном пласте на расстояниях, сопоставимых с межскважинными.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
50
Анализ результатов вибросейсмического воздействия на пласт показал, что при таком воздействии могут быть достигнуты: дегазация геологических сред, перераспределение напряженно-деформированного состояния массива пород, изменение физических свойств пластовых жидкостей, увеличение дебитов скважин, снижение обводненности продукции, увеличение проницаемости ПЗП, изменение водонасыщенности и фазовых проницаемостей, вовлечение в разработку застойных зон.
Для углубленного изучения волновых методов воздействия на пласт рекомендуется монография
Дыбленко В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с
трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 80
с.
Термогазовое воздействие на пласт. Метод впервые предложен институтом ВНИИнефть в 1971 г. Он основан на закачке в пласт воздуха и создании в пласте эффективных вытесняющих агентов за счет внутрипластовых окислительных процессов.
Термогазовая технология имеет принципиальные отличия от обычного процесса внутрипластового горения, реализуемого на высоковязких нефтях. При сухом внутрипластовом горении в пласте с высоковязкой нефтью 60 – 80% вытеснения реализуется в области фронта горения. В термогазовой технологии на фронте высокотемпературных реакций вытесняется только
5 – 15% нефти. В результате окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Основное вытеснение обеспечивается именно газом, а высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частично смешивающегося вытеснения.
Исследования на кернах показали, что после закачки воздуха остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения составляет 5 – 7%. Высокие пластовые температуры создают условия для полного потребления кислорода, гарантируя безопасное ведение процесса.
В 1980-х и начале 1990-х гг. в рамках программы проектов промысловых испытаний и освоения современных МУН метод термогазового воздействия прошел успешные испытания на месторождениях Украины, Азербайджана, США, в том числе в соответствии с международным соглашением «Интернефтеотдача» МНТК «Нефтеотдача» (СССР) – НК «Амоко» (США). В ходе промысловых испытаний было достигнуто существенное увеличение добычи нефти (в 1,5 раза и более), увеличение нефтеотдачи (до 0,6 и более), а также обеспечена полная утилизация кислорода.
Однако впоследствии программа была свернута.
В США освоение термогазовой технологии получает все большее развитие: так в 2002 г. термогазовое воздействие применяли на 5-ти объектах, а в 2009 г. – на 11.
Преимущества термогазовой технологии:
– относительная простота реализации;
– низкая стоимость используемого газа (природный газ, СО
2
или азот, применяемые в проектах
«газового заводнения», необходимо либо вырабатывать, либо транспортировать к месту закачки, тогда как воздух бесплатен и доступен в неограниченных количествах);
– возможность применения технологии на объектах с малопроницаемыми (0,01 мкм
2
и менее) и низкопористыми (менее 15%) коллекторами;
– возможность применения на объектах с коллекторами, не пригодными для заводнения;
– высокий потенциал по приросту нефтеотдачи, в том числе на объектах в значительной степени выработанных при заводнении (при нефтенасыщенности менее 40% и даже 30%);
– возможность реализации при редких сетках скважин – до 100000 м
2
/скв., что важно для глубокозалегающих пластов;
– возможность использования скважин обычной конструкции и реализации технологии на разбуренных месторождениях.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
51
К благоприятным для реализации технологии объектам относятся месторождения с высокой пластовой температурой и относительно высоким пластовым давлением. Нефти в таких месторождениях, как правило, относительно маловязкие.
Практически все месторождения Сибири с глубиной залегания более 2000 м являются кандидатами для применения технологии термогазового воздействия. Сегодня разработку сибирских месторождений ведут преимущественно путем закачки в пласт холодной воды.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10