Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 20.03.2024

Просмотров: 53

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти. В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин. 1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2. 2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки. В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы. 3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.). В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6. 4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин) – это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах. Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 7 Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин) применяет: – заводнение; –обработки призабойной зоны пласта; – ремонтно-изоляционные работы; – гидроразрыв пласта; – бурение горизонтальных добывающих скважин; – зарезка вторых стволов добывающих скважин. МУН, применяемые в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район): – заводнение; – щелочь-ПАВ-полимерное заводнение (пилотный проект); –обработки призабойной зоны пласта; – ремонтно-изоляционные работы; – гидроразрыв пласта; – бурение горизонтальных добывающих скважин; – зарезка вторых стволов добывающих скважин. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 8 Лекция 2. Заводнение. Заводнение, исторически, было первым МУН, позволившим существенно, более чем в 2 раза, повысить коэффициент извлечения нефти. Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. В настоящее время (и в обозримом будущем) заводнение остается (и останется) необходимым элементом разработки месторождений. Сегодня 80% всей нефти в Российской Федерации добывают с применением традиционных технологий заводнения. Большинство методов воздействия на пласт, которые относят к МУН, – гидродинамические, химические, тепловые (частично), физические – основаны на заводнении. Пласт – геологическое образование, сформированное в сходных условиях осадконакопления и обладающее схожим составом и свойствами. Пласт – это геологический слой, являющийся основной формой залегания осадочных горных пород и отражающий последовательность их отложения. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, сверху – кровлей. Нефтегазовый коллектор – часть пласта, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать (отдавать) их при наличии перепада давления. Ловушка – часть пласта, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие ее экранирования относительно непроницаемыми породами. Залежь – естественное скопление нефти в ловушке, образованной коллектором, целостная динамическая система. Коллектор может быть на два (и более) пласта, залежь – на два (и более) коллектора. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение. Общие сведения о строении и свойствах пластов. Нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, слабопроницаемые (в большей части объема залежей) породы – песчаники, известняки или доломиты. Строение нефтяных залежей очень сложное. В залежах, по их простиранию (по площади), изменяются физические и фильтрационные свойства коллекторов. Коллекторы разделены непроницаемыми «линзами» (слоями и пропластками), вследствие чего их толщина бессистемно изменяется. Основной объект изучения и разработки – нефтеносный пласт – нельзя ни увидеть, ни измерить. Модели пластов, используемые для оценки запасов нефти и проектирования разработки, построены на основе ограниченной информации, полученной из отдельных скважин. При площади нефтяных залежей в десятки и сотни квадратных километров площадь извлеченных на поверхность образцов пород, по которым составляют представление о строении пластов при принятии решений о системе разработки, не превышает нескольких квадратных метров. Таким образом, представления о строении нефтяных залежей и запасах нефти всегда относительны, точность количественных характеристик пластов и запасов нефти, строго говоря, не известна. Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере разработки месторождения и получения новых данных. Типы коллекторов. Основные свойства коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики – зависят от его состава, пористости и проницаемости. Пористость коллекторов – наличие в них пор, каверн, трещин и других полостей, содержащих нефть, газ и воду. Коэффициент открытой пористости (пористость) – это отношение СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 9 объема открытых, сообщающихся между собой, пор к объему породы. Пористость выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 – 25%. Проницаемость коллекторов – способность пропускать сквозь себя жидкости при наличии перепада давления. Проницаемость определяют при фильтрации жидкостей через керн на основе линейного закона фильтрации Анри Дарси (1856 г.) по которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости: Q = K ∙S ∙ (P1− P2)η ∙ Lгде Q – расход жидкости, м3/с; K – коэффициент проницаемости (проницаемость), м2; S – площадь фильтрации, м2; (P1 – Р2) – разность давлений на концах испытуемого образца, Па; L – длина образца, м;  – динамическая вязкость, Па·с. Физический смысл проницаемости: это площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация. Для характеристики коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы. Все коллекторы нефти и газа принято разделять на два типа – терригенные и карбонатные. Терригенные коллекторы состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Терригенные коллекторы обладают широким диапазоном фильтрационных свойств: проницаемость их изменяется от 0,0001 – 0,0010 до 3 – 5 мкм2, пористость – от 12 – 14 до 25 – 26%. По минералогическому составу терригенные коллекторы делят на кварцевые и полимиктовые. Кварцевые коллекторы имеют песчаную основу (до 95 – 98 %), как правило, обладают хорошими пористостью и проницаемостью. Начальная нефтенасыщенность достигает 80 – 95 %, начальная насыщенность водой – 5 – 20 %. Породы полимиктовых коллекторов имеют до 25 – 50% глинистых составляющих, начальная насыщенность водой может достигать 30 – 40%. Карбонатные коллекторы состоят, в основном, из известняков и доломитов. Начальная насыщенность водой от 5 до 50%. Неоднородность порового пространства (микронеоднородность). Пористость коллекторов зависит от фракционного состава зерен породы, плотности их расположения и типа цемента. В породах выделяют капиллярные (диаметр больше 0,001 мм) и субкапиллярные (диаметр меньше 0,001 мм) поры. Жидкость движется по капиллярным порам, в субкапиллярных порах она остается в неподвижном состоянии. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывных каналов из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных коллекторах. Диаметр пор в терригенных коллекторах изменяется от 0,0001 мм в аргиллитах и алевролитах до 0,5 – 1,0 мм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В коллекторах со средней проницаемостью (0,4 – 0,5 мкм2) средний диаметр пор составляет 0,01 – 0,02 мм, максимальный 0,10 – 0,15 мм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01 – 0,02 мкм2) средний диаметр пор не превышает 0,001 – 0,002 мм, максимальный 0,020 – 0,025 мм. В карбонатных коллекторах диаметр пор изменятся в еще более широком диапазоне: при том же минимальном диаметре пор (0,0001 мм) максимальный диаметр пор (поры выщелачивания) может достигать размера каверн – 5 – 15 мм. Неоднородность коллекторов (макронеоднородность). Коллекторы характеризуются неоднородностью трех основных видов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по разрезу монолитных коллекторов и неравномерностью свойств коллекторов по простиранию (по площади). Эти виды неоднородности вызывают неравномерность потоков жидкости, снижающую охват коллекторов заводнением. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 10 Расчлененность коллекторов. Коллекторы представляют собой не гомогенную пористую среду, а бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных и непроницаемых глинистых слоев, линз и пропластков. В разрезе одной скважины в пласте может быть обнаружено до 10 – 20 пропластков. Расчлененность характеризуют коэффициентом расчлененности, который определяют для залежи в целом – отношение числа слоев, обнаруженных во всех скважинах, к общему количеству скважин. Перемещение жидкости из слоя в слой по вертикали ухудшается так называемой анизотропией пластов, выражающейся в том, что даже в чистых песчаниках средняя проницаемость по вертикали может быть в 2 – 10 раз ниже, чем по горизонтали. Это связано с уплотнением пород и наличием не фиксируемых тонких глинистых слоев. Анизотропия не может полностью воспрепятствовать межслойному перетоку, тем не менее, жидкость «вынуждена» двигаться преимущественно в горизонтальной плоскости. Начальная нефтенасыщенность коллекторов. Пористая среда коллекторов изначально насыщена нефтью совместно с остаточной связанной водой. Степень насыщенности нефтью изменяется в широком диапазоне. Высокопроницаемые терригенные коллекторы пористостью 24 – 27% начально насыщены нефтью на 90 – 92% (вода – 8 – 10%). Практически на всех месторождениях Западной Сибири полимиктовые коллекторы начально насыщены нефтью на 60 – 65%, водой – на 35 – 40%. Заводнение – вытеснение нефти водой. В нефтяную залежь через сеть нагнетательных скважин закачивают воду. Вода компенсирует объем извлекаемой нефти и восполняет потерю пластового давления, вызванную извлечением нефти через добывающие скважины. Цель заводнения – получение проектного КИН. При реализации заводнения необходимыми элементами, подлежащими рассмотрению и выбору на стадии проектирования разработки, являются: – время начала заводнения; – система заводнения; – система размещения скважин; – плотность сетки скважин; – темп добычи нефти; а также порядок бурения скважин, отключение скважин, вода для заводнения. Время начала заводнения. Заводнение может быть применено не с первых дней разработки месторождения, залежи можно разрабатывать на естественном режиме, при котором для извлечения нефти используется естественная энергия пласта (упругая, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил). Разработка на естественном режиме имеет свои преимущества, заключающиеся в равномерном распределении пластовой энергии по всему объему пласта, что способствует его максимальному охвату процессом извлечения нефти. Системы заводнения. При законтурном заводнении воду закачивают в нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности коллектора. Применение законтурного заводнения на крупных месторождениях приводило к «консервированию» значительных запасов нефти в центральной части месторождения и к низким темпам добычи нефти. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 2,5% нефти в год от извлекаемых запасов. Законтурное заводнение приводит также к значительным оттокам воды (от 40 до 70% от объема закачки) за контур нефтеносности. Тем не менее, законтурное заводнение применяют и в настоящее время. На рис. 2 показана схема Астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 11 Рисунок 2. Схема астохской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения. Синие точки – нагнетательные скважины, черные – добывающие, красные – планируемые к бурению, но еще не пробуренные. Индекс ST в номере скважины означает зарезку второго (третьего, четвертого, пятого) ствола. Законтурное заводнение реализуют и на пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения, с большим количеством нагнетательных скважин (рис. 3). СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 12 Рисунок 3. Схема пильтунской части Пильтун-Астохского месторождения (о. Сахалин, шельф, пласт XXI) с системой законтурного заводнения (синие точки – нагнетательные скважины, красные – добывающие). Внутриконтурное заводнение явилось развитием законтурного заводнения. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины «разделяют» месторождение на отдельные полосы, блоки или площади. Ширина блоков – от 1,5 до 4,0 км в зависимости от свойств коллектора. Количество рядов добывающих скважин в блоке 3 (трехрядное заводнение) или 5 (пятирядное заводнение). Разновидности блокового заводнения: – осевое заводнение – для узких вытянутых залежей; – центральное заводнение – для небольших залежей круглой формы; – кольцевое заводнение – для больших круглых залежей; – очаговое и избирательное заводнения – для усиления воздействия на слабо выработанные участки; – барьерное заводнение – применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи; – площадное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в общей равномерной сетке скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в последовательности, установленной проектом разработки. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 13 При внутриконтурном заводнении большое значение имеет система размещения скважин и число рядов добывающих скважин между рядами нагнетательных скважин. Первоначально при внутриконтурном заводнении между рядами нагнетательных скважин размещали до 7 – 9 рядов добывающих скважин. Позже, при разработке Самотлорского месторождения, было установлено, что такие системы размещения скважин обеспечивают высокую нефтеотдачу только в однородных коллекторах. Для объектов с высокой степенью неоднородности коллекторов, к которым относятся большинство месторождений Западной Сибири, более высокую нефтеотдачу обеспечивают однорядные и площадные системы. Нефтеотдача существенно зависит от плотности сетки скважин, но в большей степени от их размещения. Обобщение многочисленных исследований по влиянию темпа извлечения нефти при заводнении на нефтеотдачу позволило сделать вывод о том, что нефтеотдача неоднородных коллекторов мало зависит от темпа добычи нефти. Разработка нефтяных месторождений высокими темпами базируется именно на этой концепции. Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения показала, что главные особенности, характерные для всех методов заводнения, заключаются в 1) неравномерности распределения воды в пласты: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, менее проницаемые пласты остаются невыработанными; 2) невозможности достижения полного вытеснения нефти водой. При стационарных режимах заводнения образуется система «постоянных трубок тока», определяющих охват пласта заводнением. Рисунок 4. Результаты моделирования образования системы постоянных трубок тока при стационарном заводнении. Для вовлечения новых трубок тока необходимо изменить гидродинамический режим фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН направлены на изменение режима фильтрации, которое достигают либо путем регулирования работы системы заводнения в целом, либо ее отдельных элементов. Гидроразрыв пласта, некоторые химические МУН, зарезка вторых стволов добывающих скважин и изоляция притока пластовых вод также изменяют систему постоянных трубок тока. Неполное вытеснение нефти водой обусловливается микро- и макронеоднородностью пластов, смачиваемостью пористой среды, межфазным натяжением, вязкостью нефти и условиями извлечения. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения зависит от капиллярного давления, то есть от разности давлений в не смачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском. Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды, смачиваемости коллектора и размеров пор. В гидрофильных коллекторах капиллярные силы совпадают по направлению с гидродинамическим перепадом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 14 крупные и мелкие поры и могут, при определенных условиях, вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасыщенных слоев и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам. В гидрофобных коллекторах капиллярные силы являются основной причиной удержания нефти в неоднородной пористой среде. Они обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон добывающих скважин препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из гидрофобных коллекторов возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При «устранении» действия капиллярных сил снижением межфазного натяжения с 25 – 35 до 0,001 – 0,010 мН/м можно достигнуть почти полного вытеснения нефти (95 – 98%). Практически все нефтяные коллекторы обладают частичной гидрофобностью. Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в пласте в виде: – капиллярно удержанной нефти; – пленочной нефти, покрывающей поверхность породы (эта нефть образует прочные слои, которые сложно разрушить) ( 30% вместе с капиллярно удержанной нефтью); – нефти, остающейся в малопроницаемых зонах, не охваченных заводнением ( 35%); – нефти в линзах, не вскрытых скважинами ( 20%); – нефти в застойных зонах однородных пластов ( 15%). 70% остаточной нефти находится в малопроницаемых зонах, в застойных зонах и линзах, не охваченных заводнением. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи при заводнении. Для их диагностирования необходимо детальное изучение геологического строения пластов различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространенности отдельных пропластков. Коэффициент извлечения нефти при заводнении. Полноту извлечения нефти при заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении КИ.З., который представляют как произведение двух коэффициентов – коэффициента вытеснения нефти водой (в общем случае – вытесняющим «агентом») и коэффициента охвата пласта заводнением КИ.З. = Kвыт.×Kохв.Kвыт. – коэффициент вытеснения нефти водой (коэффициент вытеснения) – отношение объема нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке коллектора водой, к начальному объему нефти в коллекторе. Kохв. – коэффициента охвата пласта заводнением (коэффициента заводнения) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных заводнением, к общему объему нефти в коллекторах. Охваченной заводнением считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления. Важно: КИ.З.  КИН. Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86 (существуют и другие методики) с использованием керна, модели пластовой нефти и воды. Через керн (образец нефтесодержащей породы) фильтруют воду до прекращения выхода из керна нефти при обязательном создании и поддержании пластовых температуры и давления. Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, свойств нефти (в первую очередь, вязкости в пластовых условиях) и воды. Коэффициент заводнения определить в лабораторных условиях невозможно, его определяют по методикам, разработанным ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и «Гипровостокнефть» по данным, получаемым в процессе разработки месторождения. Коэффициент заводнения зависит от макронеоднородность коллекторов, системы разработки месторождения, системы заводнения. Появление зон, не промываемых водой, объясняется СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 15 неоднородностью строения, свойств и состава коллекторов, образованием система постоянных трубок тока при стационарном заводнении. Некоторые химические МУН (применение поверхностно-активных веществ) и тепловые МУН повышают, в основном, коэффициент вытеснения. Гидродинамические МУН, многие химические МУН (полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии и др.), гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, зарезка вторых стволов добывающих скважин направлены на повышение коэффициента заводнения (в общем случае – коэффициента охвата пласта воздействием). СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 16 Лекция 3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность методов увеличения нефтеотдачи. МУН принято разделять на: – гидродинамические; – химические; – газовые; – тепловые; – физические. Иногда химические методы называют физико-химическими. Гидродинамические МУН направлены на повышение эффективности заводнения, а именно – на увеличение охвата пласта заводнением (увеличение коэффициента заводнения) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте. Гидродинамические МУН – это нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением; форсированный отбор жидкости; циклическое заводнение; изменение направлений фильтрационных потоков; оптимизация сетки нагнетательных скважин. Химические МУН повышают эффективность заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Они основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К этим МУН относят также закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов. Химические МУН – это полимерное заводнение, щелочно-пав-полимерное заводнение, заводнение с применением поверхностно-активных веществ, мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное заводнение, потокоотклоняющие технологии, ограничение водопритока. Газовые МУН – в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения. Тепловые МУН – это закачка горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. В основе тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей в пористой среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Тепловые МУН повышают как коэффициент вытеснения, так и коэффициент охвата пласта воздействием. Физические МУН – это гидравлический разрыв пласта (ГРП), уплотнение сетки добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин, бурение вторых стволов скважин. Критерии применимости различных МУН. Для каждого метода существуют свои критерии применимости, которые обусловлены особенностями реализуемого процесса. Однако есть общие для всех МУН критерии, определяющие эффективность и целесообразность применения МУН. К таким критериям относятся: – трещиноватость коллектора (нарушенность монолитности породы трещинами, совокупность трещин в породном массиве) которая приводит к опережающему прорыву закачиваемых веществ в добывающие скважины и снижает охват и нефтеотдачу пласта; – высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 65-70%) исключает эффективное применение большинства методов по экономическим причинам, так как затраты на подготовку и закачку вытесняющих агентов не компенсируются дополнительно добытой нефтью. Поэтому необходимы тщательные исследования по определению распределения нефтенасыщенности по СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 17 площади и разрезу залежи, что позволит выбирать участки с достаточно высокой нефтенасыщенностью, позволяющей рентабельно применять тот или иной МУН; – высокая вязкость нефти в пластовых условиях (более 50 мПа·с) затрудняет эффективное применение большинства МУН, применяемых при заводнении (кроме физических). Если вязкость нефти не превышает 200 мПа·с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа·с возможно применение тепловых МУН или их комбинации с другими МУН; – высокая глинистость коллектора (содержание глин более 10%) снижает эффективность применения физико-химических МУН из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов реагентами. Применение тепловых МУН в глинистых пластах приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости пласта; – высокая жесткость пластовых вод и вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех химических МУН. Особенно отрицательно на эффективность МУН влияет высокая концентрация в воде солей кальция и магния вследствие образования осадков, адсорбции реагентов на них и снижения вытесняющей способности растворов. Существуют также дополнительные критерии, ограничивающие применение отдельных МУН. В таблице приведены геолого-физические и технологические условия и соответствующие им рекомендуемые МУН (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, А.А. Лутфуллин, ГКЗ Роснедра). СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 18 Условия Гидроразрыв пластаГоризонтальные скважиныБоковые (вторые, третьи) и горизонтальные стволыНестационарное заводнение Форсированный отборжидкостиПотокоотклоняющие технологииПолимерное заводнение Водогазовое воздействие Многозабойные скважиныОдновременно-раздельнаяэксплуатация и закачка Закачка газа + широкаяфракция легких углеводородов (ШФЛУ) Малопроницаемые монолитные пласты + + + +* +* 0 – + + + + Зонально неоднородные пласты + + + + + + 0 - + + – Малопроницаемые, высокорасчлененные пласты + 0 + +*+*0 0 + + + + Высокопроницаемые, высокорасчлененные пласты 0 0 + + + + + + + + – Газовые шапки – + + 0 – + 0 + + 0 – Водонефтяная зона – + + + + + + – + + – Карбонатные коллекторы + + + + + + + + + + + Пласты малой толщины + 0 0 + + 0 0 0 – + – Тупиковые зоны 0 + + + + + + – + – – Загрязненная призабойная зона + – + 0 0 0 0 – – – – Разряженная сетка скважин, нерациональная система размещения скважин 0 + + + + + 0 – + + – Высоковязкие нефти + + + + + + + – + + – Малые по запасам объекты (залежи) + + + + + 0 – – + + – Населенные пункты, водоохранные зоны, санитарно-защитные зоны 0 + + 0 + 0 – – + – – «+» – технология рекомендуется, «0» – использование технологии возможно, но не предпочтительно, «–» – технология не рекомендуется или низкоэффективная, «+*» – технология рекомендуется совместно с ГРП Сравнительная потенциальная эффективность МУН (увеличение коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием): гидродинамические – 7 – 15%, химические – 25 – 35%, газовые – 5-15%, тепловые – 15 – 30%, физические – 9 – 12%. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 19 Рисунок 5. Сравнительная потенциальная эффективность МУН. Методы воздействия на призабойную зону пласта. Призабойной зоной пласта (ПЗП) называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины, ее эксплуатацию и ремонт, нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта (изменяющих фильтрационные характеристики пласта). По данным разных авторов размеры ПЗП изменяются от долей до десятков метров. Например, 2,5 – 8,0 диаметров скважины. Имеются данные, свидетельствующие о том, что в трещиноватых и трещиновато- поровых коллекторах радиус зоны с ухудшенными гидродинамическими характеристиками достигает десятков метров. В основе всех методов воздействия на ПЗП (стимуляции скважин, интенсификации добычи нефти) лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми способами. Воздействие на ПЗП увеличивает или восстанавливает характеристики скважин, и как следствие, увеличивает нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах. И.Т. Мищенко выделяет следующие основные методы интенсификации притока и приемистости скважин: СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 20 Гидродинамические Физико-химические Тепловые Комбинированные 1. Гидропескоструйная перфорация (ГПП). 2. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен) специальными устройствами для очистки скважин. 3. Волновое или вибрационное воздействие. 4. Имплозионное воздействие. 5. Декомпрессионная обработка. 6. Щелевая разгрузка. 7. Кавитационно- волновое воздействие. 1. Кислотные обработки – соляной кислотой – плавиковой кислотой – серной кислотой – сульфаминовой кислотой и др. 2. Обработка растворителями – нефтерастворимыми (гексановая фракция, толуол, ацетон, бензол, и др.) – водорастворимыми (метиловый спирт, этиленгликоль и др.). 3. Обработка растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) – водными растворами (ОП-10, превоцел NG-12, Неонол АФ9-12, карнатол, сульфонол и др.) – растворами на углеводородной основе (ОП-4, АФ9-4, стеарокс-6, композиции ИХН-6, ИХН-100 и др.) 4. Обработка ингибиторами солеотложений: комплексонами, фосфонатами, сульфосоединениями, полимерами. 5. Обработка гидрофобизаторами. 1. Электро-прогрев – стационарный – циклический. 2. Паротепловые обработки скважин (ПТОС). 3. Прокачки горячей нефти. 4. Импульсно- дозированное тепловое воздействие (ИДТВ). 1. Термокислотная обработка. 2. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ). 3. Гидрокислотный разрыв пласта. 4. Направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП. 5. Повторная перфорация в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей и др. 6. ТГХВ в активной среде (кислота, растворители). 7. Термоакустическое воздействие. 8. Электрогидравлическое воздействие. 9. Внутрипластовое окисление легких углеводородов. 10. Последовательное воздействие пульсатором и управляемыми циклическими депрессиями. 11. Одновременная обработка и очистка ПЗС тандемной установкой «пульсатор- забойный эжектор» с добавками в рабочем агенте. На рис. 6 показано изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф). СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 21 Рисунок 6. Изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф). СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 22 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Гидродинамические МУН, как отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение эффективности заводнения (в основном на увеличения охвата пласта заводнением) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте. В лекции 2 мы говорили о том, что при «обычном» заводнении в пласте остается не вытесненная водой (остаточная) нефть и 50% остаточной нефти находится в малопроницаемых и застойных зонах. До 30% остаточной нефти – капиллярно удержанная и пленочная нефть. Применение гидродинамических МУН позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые и застойные зоны, а также (частично) капиллярно удержанную и пленочную нефть. Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». В действующем РД 153-39.0-110-01 принята классификация гидродинамических МУН по различиям в технологии осуществления и степени воздействия на продуктивные пласты. К первой группе отнесены методы, которые чаще применяют на промыслах из-за простоты реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия. К первой группе относят методы гидродинамического воздействия, которые осуществляют через изменения режимов работы скважин и которые направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов. Эти методы объединены под названием «нестационарное заводнение» и включают в себя: в нагнетательных скважинах: – повышение давления нагнетания; – циклическое заводнение, то есть периодическое снижение (прекращение) закачки воды; – перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков); – одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину; – избирательная закачка воды в малопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки; – ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки; – методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.); – механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.); в добывающих скважинах: – изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин; – форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока; – периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин; – одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах; – оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями; – многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы); – системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.); – буривание вторых и горизонтальных стволов. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 23 Ко второй группе относят методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты. Степень влияния методов второй группы на технико- экономические показатели разработки значительна, поэтому они должны быть обоснованы в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах. К ним относят: – перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины; – организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные; – организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины; – вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки; – организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений; – другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти. Гидродинамические МУН применяют, обычно, в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других. Поддержание повышенных давлений нагнетания воды на Бавлинском, Ново-Елховском, Арланском месторождениях и на некоторых площадях Ромашкинского месторождения показало, что увеличение давления нагнетания приводит к увеличению работающей толщины пласта и улучшению фильтрации жидкостей в пласте. Относительное увеличение работающей толщины пластов при повышении давления от 110 до 150 атм. по перечисленным месторождениям составило около 22%. Перевод на повышенное давление закачки воды на Ромашкинском месторождении позволил дополнительно добыть 160 млн. т нефти. На поздней стадии разработки месторождений нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением становится неэффективным из-за образования хорошо промытых зон, через которые фильтруется основная масса закачиваемой воды, не оказывая влияния на выработку малопроницаемых продуктивных пластов. Переход на высокие давления нагнетания, особенно в условиях карбонатных трещиноватых коллекторов, может привести к прорывам воды по высокопроницаемым зонам, что приведет к снижению охвата пласта заводнением. При высоких скоростях закачки воды может уменьшиться удельная приемистость нагнетательных скважин за счет того, что ламинарный режим фильтрации воды переходит в турбулентный. При этом резко (до 20 раз) возрастает фильтрационное сопротивление пласта. Форсированный отбор жидкостей (ФОЖ) применяют при обводнении продукции скважин > 75%. Под ФОЖ понимают поэтапное существенное (сначала на 30 – 50%, затем в 1,5 – 3,0 раза) увеличение отборов жидкости из обводненных (> 75%) высокопродуктивных (с дебитами жидкости > 50 т/сут.) скважин. При ФОЖ возрастает градиент давления в пласте, что приводит к увеличению скорости фильтрации. В результате в разработку вовлекаются участки пласта, не охваченные заводнением. При увеличении скорости фильтрации происходит частичное вовлечение в разработку капиллярно удержанной нефти и отмыв пленочной нефти. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 24 ФОЖ является наиболее освоенным методом увеличения нефтеотдачи. Первое сообщение об использовании этого метода на месторождениях Чечено-Ингушской АССР было сделано в 1945 г. В Западной Сибири ФОЖ применяли на Мегионском, Самотлорском, Мамонтовском, Усть-Балыкском, Приразломном и Приобском месторождениях. Техника, применяемая для форсирования отборов, может быть различной: штанговые глубинные насосы, электроцентробежные погружные насосы (УЭЦН), газлифт. Основные выводы, сделанные на основе анализа применения ФОЖ: – ФОЖ эффективен по большинству обводняющихся скважин, независимо от их обводненности (в пределах применимости метода); – ФОЖ более эффективен в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородностью и расчлененностью; – прирост добычи нефти приблизительно пропорционален приросту дебита жидкости; – при применении ФОЖ замедляется темп падения добычи нефти. Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков При циклическом заводнении периодически изменяют режим воздействия на пласт и создают в нем нестационарное распределение пластового давления. Метод практически всегда применяют совместно с изменением направления фильтрационных потоков жидкостей в пласте, которое, чаще всего, обеспечивают переносом нагнетания воды – прекращают закачку воды в одни скважины и закачивают в другие. Нестационарное распределение давления (и фильтрации жидкости в пласте) может быть создано и периодическим изменением объема нагнетаемой воды и добываемой жидкости (чередующаяся работа нагнетательных и добывающих скважин). При периодическом нарушении установившегося состояния гидродинамической системы в неоднородном пласте между различными зонами, каналами и потоками жидкостей возникают градиенты давлений, усиливающие перетоки жидкостей из одних слоев в другие. При повышении пластового давления в пласте возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых зон, усиливающие капиллярное внедрение воды в эти зоны. При снижении пластового давления, когда знак градиента давления меняется, вода, внедрившаяся в малопроницаемые участки, удерживается в них капиллярными силами, а нефть перетекает в высокопроницаемые участки. Вытеснение нефти в заводненную зону при прекращении закачки воды и снижении давления в этой зоне происходит за счет упругих сил, а при снижении пластового давления ниже давления насыщения - за счет режима растворенного газа. Эффект тем сильнее, чем больше амплитуда создаваемых перепадов давлений, чем лучше гидродинамическая связь между высоко- и малопроницаемыми зонами, чем лучше капиллярные силы удерживают воду и чем выше газонасыщенность нефти. Изменяемые параметры циклического заводнения – амплитуда и продолжительность циклов воздействия. Продолжительность циклов – от 10 до 70 – 80 суток. Существует большое количество модификаций метода циклического заводнения. Одним из самых распространенных является метод чередующейся работы нагнетательных и добывающих скважин. Во время закачки воды через нагнетательные скважины добывающие скважины останавливают, за счет чего давление в пласте возрастает и создается запас упругой энергии. Далее в эксплуатацию вводят добывающие скважины, а нагнетательные останавливают - расходуется накопленная пластовая энергия. Приток жидкости в добывающие скважины происходит не только по линиям гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, но и за счет притока нефти из зон, ранее не охваченных заводнением. Это позволяет охватить разработкой малопроницаемые зоны. Полный охват неоднородных пластов заводнением, практически, невозможен только за счет совершенствования системы заводнения, включая циклическое заводнение и оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Применение циклического заводнения и изменение направлений СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 25 фильтрационных потоков приводит к улучшению выработки неоднородных пластов на поздних стадиях разработки. Тем не менее, детальный анализ эффективности применения этих методов на месторождениях Татарстана на разных стадиях разработки различных объектов показал, что при высокой обводненности добываемой жидкости (>80%) результаты от применения циклического заводнения ухудшаются. Для ввода не охваченных заводнением запасов (нефть в малопроницаемых зонах и в застойных зонах) применяют также оптимизацию сетки нагнетательных скважин. Ее проводят либо как отдельное мероприятие, либо совместно с разукрупнением эксплуатационных объектов. При проектировании разработки выделяют основной и резервный фонды нагнетательных скважин. Резервный фонд предназначен для ввода в разработку запасов, не охваченных заводнением, если резервного фонда не хватает обосновывают бурение дополнительных нагнетательных скважин. Эффективность заводнения снижается с усилением неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти, так как нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя нефть не вытесненной в малопроницаемых слоях, участках и зонах (рис. 4). В таблице приведены условия применения гидродинамических МУН. Как видно из данных таблицы, гидродинамические МУН применимы при определенных геолого-физических и технологических условиях, то есть не обладают универсальностью. Метод Принцип воздействия на охват пласта заводнением Условие оптимального применения по обводненности, % Ограничения метода Повышение давления нагнетания. Увеличение градиента давления в пласте. < 75 – 80 Ограничен установленной мощностью системы поддержания пластового давления; разрыв пластов. Форсированный отбор. Увеличение градиента давления в пласте. 75 – 85 Ограниченность размеров зон воздействия. Циклическое заводнение. Изменение градиента давления на границе неоднородных пластов. 70 – 80 Наиболее эффективен при наличии гидродинамической связи между пластами. Изменение направлений фильтрационных потоков. Вовлечение в разработку зон, не охваченных заводнением. < 75 – 80 Возможность использования только на отдельных участках. Оптимизация сетки нагнетательных скважин. Подключение в работу участков пласта, не охваченных заводнением. < 80 – 90 Значительные капитальные вложения на бурение и обустройство скважин. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 26 Лекция 5. Химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Химические (физико-химические) МУН направлены на повышение эффективности заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Химические МУН основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К ним также относят закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов. Пик применения химических МУН в мире был в 80-х годах XX века. Химические МУН применяли, в основном, на терригенных коллекторах. Сегодня химические МУН широкомасштабно применяют Россия и Китай. Считается, что химические МУН составляют 6 % всех МУН, применяемых в мире. Известно большое количество химических методов увеличения коэффициента заводнения: закачка загущенной полимерами воды, закачка поверхностно-активных веществ, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость высокопроницаемых промытых водой пропластков, закачка гелевых композиций. Реагенты закачивают в пласт через нагнетательные скважины, добавляя их в закачиваемую воду. Физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных веществ, изучены недостаточно. Поэтому основные параметры технологий их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбирают на основе качественных представлений о взаимодействии закачиваемых композиций в пласте. Полимерное заводнение –закачивание водного раствора полимера в пласт в течение длительного времени, пока полимером не будет заполнено ⅓ – ½ порового объема коллектора. При закачке в коллектор воды она идет по пути наименьшего сопротивления (через слои с более высокой проницаемостью, а в пределах одного слоя – по установившимся системам постоянных трубок тока) в сторону добывающих скважин. Нефть имеет более высокую, чем вода, вязкость, поэтому вода частично «просачивается» через поры и каналы, «занятые» нефтью, не вытесняя нефть («обходит» нефть), что снижает коэффициент заводнения. Повышение вязкости закачиваемой воды с помощью добавления к ней полимеров повышает коэффициент заводнения (одновременно может происходить некоторое уменьшение приемистости нагнетательных скважин из-за повышенной вязкости растворов полимеров и из-за адсорбции полимеров на поверхности породы). Полимерное заводнение в промышленных масштабах применяют уже более 40 лет. Полимер – это вещество с большой молекулярной массой (от нескольких тысяч до нескольких миллионов), состоящее из большого числа повторяющихся одинаковых по строению атомных группировок – составных звеньев (мономеров), – соединенных между собой химическими или координационными связями в линейные или разветвленные цепи, или трехмерные структуры. Для повышения вязкости воды применяют: – природные полимеры растительного происхождения и биополимеры – продукты жизнедеятельности микроорганизмов (полисахариды); – модифицированные биополимеры; – синтетические полимеры. Наиболее широко применяемыми полисахаридами растительного происхождения являются целлюлоза, крахмал, хитин, лигнин, пектин, гуаровая смола и их производные; полисахариды ферментативного происхождения – декстран, ксантан. Синтетические водорастворимые полимеры – полиэтиленоксид, полиакриламид (ПАА) и др., а также сополимерные продукты – сополимер акриламида с акриловой кислотой или акрилатом натрия. Сополимерные продукты могут быть получены также гидролизом полиакриламида (ГПАА) или полиакрилонитрила (ГИПАН). При реализации полимерного заводнения наиболее широко используют полиакриламид. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 27 Условия применимости полимерного заводнения приведены в таблице. Показатель Предпочтительные (наилучшие) условия Проницаемость пласта, мкм2 0,05 – 10,00 (0,05 – 1,50) Температура пласта, °С < 120 (80) Литологический состав пласта песчаники Нефтенасыщенность коллектора, % > 20 Вязкость нефти, мПа·с 10 – 10000 (< 130) Плотность нефти, кг/м3< 965 Обводненность, % 60 – 70 Минерализация воды, г/дм3< 250 Химическая деструкция ПАА. Закачиваемая в пласт вода может содержать вещества, способные вступать в реакции с ПАА: окислители и восстановители. Основные окислители – это растворенный кислород и перекиси в составе соединений окисленных углеводородов. Восстановителями являются сероводород, поглотитель растворенного в воде кислорода (бисульфит аммония), двухвалентное железо Fe2+ (может быть как окислителем, так и восстановителем, в зависимости от того, какие еще вещества присутствуют в воде), аммиак. Жизнедеятельность микроорганизмов, в частности, сульфатвосстанавливающих бактерий, также может приводить к деструкции ПАА. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Влияние температуры. При температуре пласта 80°С происходит разрушение молекул многих полимеров и снижение эффективности их применения для увеличения нефтеотдачи. При определенной температуре начинают происходить реакции осаждения между гидролизованным ПАА и двухвалентными ионами (Ca2+, Mg2+), что приводит к потере вязкости. Сополимеры акриламида и акриловой кислоты теряют стабильность при температуре выше 80°C. При некоторых значениях pH раствора даже при низкой температуре (50°C) может происходить гидролиз полимера. Механическая деструкция ПАА. При приложении сдвиговых напряжений происходит расщепление ПАА на отдельные части с образованием свободных радикалов, которые производят дальнейшее разрушение молекулы полимера в ходе цепной реакции. Чем больше молекулярная масса, тем выше степень деструкции при том же значении напряжения сдвига. Скорость потока растворов ПАА в оборудовании не должна превышать 5 м/с. Влияние полимеров на подготовку нефти. Химические реагенты, поступая вместе с закачиваемой водой в продукцию добывающих скважин, могут отрицательно влиять на процесс добычи и подготовки нефти. Например, ПАА способствует выделению парафинов из нефти, ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют отделение нефти от воды. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 28 Рисунок 7. Полисахариды в пробе из сепаратора и стабилизированная ими эмульсия. Рисунок 8. ПАА ( 0,05 г), выделенный из 0,5 литра устьевой пробы из добывающей скважины. Пильтун-Астохское месторождение (о. Сахалин, шельф). Гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), как загуститель, обладает рядом преимуществ по сравнению с ПАА. В частности, с повышением минерализации воды вязкость водных растворов ГЭЦ возрастает, в отличие от ПАА. Из природных полисахаридов, используемых в нефтедобыче, наиболее подходящими технологическими свойствами для целей полимерного заводнения обладает ксантан. Высокая вязкость ксантановых растворов при малых концентрациях ксантана сохраняется при высокой минерализации воды, раствор устойчив к механической деструкции, воздействию кислот и высокой температуры. Полимерное заводнение в России не получило широкого распространения для площадного заводнения. Большинство промысловых проектов были небольшими, так же, как и количество добытой нефти. Полимерное заводнение не получило широкого распространения, в частности потому, что стоимость метода довольно высокая. Пример. Небольшое месторождение закачивает 7 млн. т воды в год. При использовании 0,3%-го раствора ПАА в год потребуется 21000 т сухого реагента; стоимость 1 т сухого ПАА 55000 руб., затраты на ПАА в год – 11555 млн. руб. В настоящее время полимерное заводнение с использованием только полимера применяют редко. Чаще используют смеси щелочных, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (щелочь-ПАВ-полимерное заводнение). При совместном использовании щелочь, ПАВ и полимер взаимно усиливают действие друг друга, в результате повышается не только охват пласта СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 29 заводнением, но улучшается и вытеснение нефти (увеличивается коэффициент вытеснения). Закачку проводят в 4 этапа: закачка буферного раствора, закачка щелочь-ПАВ-полимерной композиции, закачка раствора полимера, закачка воды. Пример применения - «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (Салымское месторождение, Нефтеюганский район, 2016-2017 гг.). Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ). Поверхностно-активные вещества – химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела фаз, снижают поверхностное натяжение. Добавление ПАВ к закачиваемой воде позволяет повысить коэффициент вытеснения за счет: – снижения межфазного натяжения на границе нефть-вода (при низком поверхностном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте - извлечение капиллярно удержанной нефти); – увеличения смачиваемости породы водой и моющего действия по отношению к нефти (отмыв пленочной нефти); – снижения вязкости нефти (ПАВ могут адсорбироваться асфальтенами). ПАВ начали применять в нефтепромысловой практике в 50-е годы XX века. Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей на одном конце молекулы и гидрофильных групп на другом. ПАВ бывают анионактивные (действие определяется анионом, получающимся при диссоциации ПАВ в воде), катионактивные (действие определяется катионом), амфотерные (анионактивные в щелочной среде и катионактивные в кислой) и неионогенные (в воде растворяются, но не диссоциируют). Адсорбция неионогенных ПАВ физическая, а не химическая. Неионогенные ПАВ отличаются тем, что небольшие изменения концентрации, температуры или их молекулярной структуры оказывают существенное влияние на адсорбцию. В лабораторных условиях было исследовано влияние на нефтеотдачу добавок в воду ПАВ различного типа. Лучшие результаты при вытеснении нефти получены при применении растворов неионогенных ПАВ. Установлено, что неионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов меньше, чем ионогенные. На практике для увеличения нефтеотдачи применяют смеси анионактивных и неионогенных ПАВ. Для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется снизить поверхностное натяжение до 0,01 – 0,05 мН/м. Лучшие неионогенные промышленно выпускаемые ПАВ при оптимальной концентрации в воде (0,05 – 0,1%) обеспечивают снижение поверхностного натяжения до 7 – 8 мН/м. Поэтому эффективность применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи довольно низкая. Относительно низкая эффективность применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи связана также с химической нестабильностью ПАВ в пластовых условиях, в частности, подверженности гидролизу, существенно увеличивающемуся за счет каталитического действия компонентов пластовой воды и породы. Существенное влияние на процессы химической деструкции ПАВ оказывает сера и ее соединения, присутствующие в нефти. Имеются и другие недостатки технологии заводнения с применением ПАВ. В настоящее время ПАВ применяют, в основном, для обработки призабойных зон нагнетательных скважин для увеличения их приемистости (в сочетании с другими реагентами). Мицеллярно-полимерное заводнение – закачка в пласт смеси воды (10 – 95%), ПАВ (4 – 15%), углеводородной фазы (керосин, легкая нефть, сжиженный газ, 2 – 80%) и спиртов (стабилизаторы: изопропиловый, бутиловый и др., до 20%). Указанные компоненты при перемешивании образуют так называемые мицеллярные системы (микроэмульсии) устойчивые к расслоению. Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на снижение действия капиллярных сил, то есть на увеличение, в основном, коэффициента вытеснения. Мицеллярный раствор, снижая действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. Перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются и образуют «нефтяной вал» – зону СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 30 повышенной нефтенасыщенности, за ней образуется зона повышенной водонасыщенности. Для вытеснения мицеллярного раствора вслед за ним в пласт закачивают полимерный раствор с близкой вязкостью (которая может достигать 100 и более мПа·с), затем закачивают воду. В результате в пласте образуется 6 зон, отличающихся по характеру и степени насыщенности (в направлении, противоположном вытеснению): – зона исходной нефтеводонасыщенности пласта; – нефтяной вал; – водяной вал; – оторочка мицеллярного раствора; – буфер подвижности (полимерный раствор); – зона «обычной» воды. Основное достоинство метода – возможность обеспечить извлечение из заводненных пластов до 50 – 60% остаточной нефти. Щелочное заводнение. При добавлении щелочи к закачиваемой воде она взаимодействует с нефтью и породой. В нефти содержатся органические кислоты (нефтяные кислоты). При взаимодействии нефтяных кислот со щелочами образуются соли, являющиеся хорошими ПАВ (соли нефтяных кислот называют нефтяными мылами). Нефтяные мыла значительно снижают поверхностное натяжение нефти на границе раздела фаз нефти и раствора щелочи и увеличивают смачиваемость породы водой. Как мы отмечали, для значительного улучшения вытесняющей способности воды требуется максимально снизить поверхностное натяжение, что и происходит при щелочном заводнении. Таким образом, щелочное заводнение повышает коэффициент вытеснения. Чем выше концентрация органических кислот в нефти, тем больше ПАВ образуется в пласте при взаимодействии нефти со щелочью. Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения является изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот из нефти на поверхности породы. Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что повышает коэффициент вытеснения. Для приготовления щелочных растворов используют гидроксид натрия (NaOH), карбонат натрия (Na2CO3), аммиак (NH4OH), силикат натрия (Na2SiO3). Оптимальная концентрация NaOH в растворе, при которой достигается минимальное поверхностное натяжение, 0,2%. Щелочные растворы обычно закачивают в виде оторочек размером 0,10 – 0,25 объема пор с концентрацией 0,05 – 0,5% NaOH. Сравнительная дешевизна NaOH, небольшие концентрации в растворе (0,2 – 0,4%), образование ПАВ непосредственно в пласте делают этот метод достаточно перспективным. По лабораторным данным использование щелочных растворов позволяет повысить коэффициент вытеснения на 15 – 20%. При щелочном заводнении необходимо учитывать совместимость пластовых вод с закачиваемыми в пласт растворами щелочи, так как присутствующие в пластовой воде ионы оказывают существенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью. Ионы кальция, магния и железа реагируют со щелочью с образованием гидроксидов и снижают эффективность ее действия. Наличие глин в породе пласта снижает активность щелочи при щелочном заводнении. В идентичных условиях по пористости и проницаемости пород коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. На месторождениях нефти повышенной вязкости более целесообразно применять термощелочное воздействие, при котором щелочные растворы закачивают в предварительно прогретый пласт. В отличие от других физико-химических методов щелочное заводнение можно применяться при температуре до 200°С, а также в карбонатных коллекторах. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 31 Метод неприменим если кислотное число нефти менее 0,5 мг/г. Потокоотклоняющие технологии (ПОТ). При реализации ПОТ в нагнетательные скважины закачивают ограниченные объемы реагентов, снижающих проницаемость высокопроницаемых слоев пласта вплоть до их блокирования. Тем самым создают более равномерный фронт вытеснения и уменьшают прорывы воды в добывающие скважины. ПОТ увеличивают коэффициент заводнения. В России ПОТ промышленно применяют с 80-х годов XX века, известно около 100 разновидностей ПОТ. Рисунок 9. Керн с «промоинами». Наиболее востребованы ПОТ с использованием ПАА и его модификаций (сшитые полимерные системы, полимерно-дисперсные составы, полимерно-щелочное заводнение и т.д.). Технологическая эффективность данных видов обработок от 1000 до 5000 т нефти на 1 т сухого полимера. Технологии с ПАА широко применяют в следующих компаниях: – ОАО «ЛУКОЙЛ»; – ОАО «Сургутнефтегаз»; – ОАО «Татнефть»; – ОАО «Удмуртнефть». Известны ПОТ с использованием осадкообразующих составов на основе водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, сульфата натрия и хлористого кальция, сернокислого алюминия и хлористого кальция. С применением полимерно-дисперсных систем и их модификаций на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири проведено более 1300 обработок высокообводненных (95-98%) участков пластов. В ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки Ромашкинского, Ново-Елховского и других месторождений с применением полимерно-дисперсных ежегодно добывают «дополнительно» более 300 тыс. т нефти. В России выполнены десятки тысяч обработок скважин с использованием ПОТ. Анализ результатов применения ПОТ в России показывает, что их эффективность существенно различается. Наряду с многочисленными примерами высокой эффективности ПОТ имеется немало результатов с завышенным расчетным эффектом. Ограничение водопритока – обработка призабойных зон пласта добывающих скважин с целью снижения объема добываемой попутно с нефтью воды. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 32 Известно свойство сшитых полимерных систем (гелей) непропорционально снижать проницаемость пласта по воде и по нефти. В лабораторных экспериментах установлено, что после образования геля в пористой среде ее проницаемость по воде уменьшается в 1000 раз, а по нефти лишь в 10 раз. Для образования геля применяют ПАА, который в водном растворе «сшивают» солями поливалентных металлов (широко используют ацетат хрома). Соотношение проницаемости по воде и нефти «регулируют» изменяя концентрацию ПАА в рабочем составе. Это свойство гелей используют при обработке всего вскрытого пласта в добывающей скважине (не отдельных водонасыщенных пропластков). Пример применения химических МУН. Территориально-производственное предприятие «Урайнефтегаз» (подразделение ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», осуществляет добычу нефти на месторождениях Шаимского нефтегазоносного района) с 1977 г. по 2016 г. провело 2851 обработку нагнетательных скважин на 20 месторождениях. Опробованы 33 технологии (водоизолирующие, потокоотклоняющие, отмывающие), большинство из которых перешли в стадию промышленного применения. За счет применения физико-химических МУН «дополнительно» добыто 4,8 млн. т нефти. Для углубленного изучения химических МУН рекомендуются монографии Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. –М.: Недра, 1985. – 308 с. Ленченкова Л. Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. – 394 с.: ил. – ISBN 5-247-03815-0 СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 33 Лекция 6. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.В газовых МУН в пласт закачивают углекислый газ (CO2), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения. При концентрированной закачке газ нагнетают в повышенные участки залежи для создания искусственной газовой шапки, нефть отбирают из скважин, расположенных ниже по структуре пласта. При рассредоточенной закачке используют площадное расположение скважин. Механизм вытеснения нефти при рассредоточенной закачке газа изучен не полностью. Газ – вытесняющий агент с малой вязкостью – быстро прорывается от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым зонам. Для предотвращения этого закачку газа сочетают с закачкой воды – водогазовое воздействие. Распространенным вариантом водогазового воздействия является попеременная закачка воды и газа: закачиваемая вода фильтруется по высокопроницаемым зонам и снижает в них фазовую проницаемость по газу, после закачки воды приемистость скважин по газу резко снижается. Существуют технологии закачки в пласт смеси воды и газа в виде пены. Модификации газового и водогазового воздействия применяли на участках Самотлорского месторождении в 1984-91 гг.: в пласт закачивали углеводородный газ 1-й ступени сепарации и – последовательно или попеременно – воду. Средний коэффициент извлечения нефти при заводнении (лекция 2) увеличился, по сравнению с заводнением без использования газа, на 7 – 15% и составил 0,59. Для успешного применения газовых МУН закачку газа необходимо проектировать с начала разработки месторождения, чтобы вся система обустройства и конструкции скважин, как нагнетательных, так и добывающих, соответствовали технологии закачки газа. Одним из первых опубликованных сообщений о возможности применения CO2 для увеличения нефтеотдачи можно считать публикацию 1932 г. (Рассел) с изложением результатов лабораторных исследований на образцах керна нефтесодержащего песчаника. CO2 хорошо растворяется в нефти, значительно снижая ее вязкость (с 1000 – 9000 мПа·с до 15 – 160 мПа·с и с 100 – 600 мПа·с до 3 – 15 мПа·с), и вызывает «разбухание» нефти – объем нефти может увеличиться в 1,5 – 1,7 раза. При давлении 100 атм. и температуре 27 – 37 °С в 1 м3 нефти растворяется 250 – 300 м3 CO2, по растворимости в углеводородах CO2 сходен с пропаном. Существует несколько технологий закачки CO2 в пласты для вытеснения из них нефти. Наиболее распространена непрерывная закачка CO2. В другой технологии CO2 закачивают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой водой. В истощенных пластах с низким пластовым давлением 10 атм. CO2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом переходят в газообразную смесь CO2 и углеводородов. На поверхности CO2 и углеводороды разделяют, CO2 снова закачивают в пласт. При низких пластовых давлениях такой процесс недостаточно эффективен, поскольку требует закачки значительного объема CO2: отношение объема CO2 к объему извлеченных углеводородов достигает 100 м3 на 1 м3 нефти. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание CO2 и нефти не происходит, и из нефти извлекаются только легкие углеводороды. Третья технология применения CO2 состоит в вытеснении нефти водой, насыщенной (3-5%) CO2. В пласте СО2 переходит из воды в нефть, изменяя ее свойства (так как растворимость СО2нефти в 4 – 10 раз выше, чем в воде). Считается, что наиболее целесообразна чередующаяся закачка CO2 и воды. Рекомендуемый размер первой «порции» CO2 составляет 2,5 – 5,0% порового объема пласта, а суммарный объем закачки CO2 – 20 – 30% порового объема пласта. По сравнению с закачкой воды чередующаяся закачка СО2 и воды приводит к росту коэффициента вытеснения на 10 – 15%. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 34 Источником СО2 могут быть природные газовые залежи, однако в большинстве из них содержится небольшое количество СО2. Другими источниками могут быть химические заводы и системы энергоснабжения, связанные с производством тепла и электричества. В ближайшие годы технология увеличения нефтеотдачи с применением СО2 нефти может оказаться очень популярной, так как она сокращает выбросы СО2 в атмосферу (технологии «захоронения двуокиси углерода»). Закачку СО2 для увеличения нефтеотдачи наиболее широко применяют в США. По некоторым данным около 70 % мировой добычи нефти с закачкой СО2 приходится на месторождения в Техасе и Нью-Мексико. Объясняется это тем, что в США имеются крупные месторождения СО2, которого, для увеличения нефтеотдачи, требуется 1000 – 2000 м3 на тонну добытой нефти. Первый промысловый эксперимент по закачке CO2 в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины. В целом по участку, по оценке института БашНИПИнефть, за счет закачки карбонизированной воды дополнительно добыли 27,3 тыс. т нефти, 5,8 т нефти на тонну закачанного CO2Закачка CO2 эффективна при вязкости нефти не более 10 – 15 мПа·с, так как при более высокой вязкости ухудшается смешиваемость CO2 с нефтью. Для обеспечения хорошей смешиваемости CO2 с нефтью пластовое давление должно быть более 80-90 атм. При толщине пласта более 25 м эффективность метода снижается из-за гравитационного разделения нефти и газа и снижения охвата пласта вытеснением. Известны случаи успешного применения азота в глубокозалегающих залежах легкой нефти с высоким пластовым давлением. Но таких проектов за последние 40 лет описано всего несколько. Пример применения закачки азота – месторождение Джей/Литтл Эскамбия Крик (США). Единственным представительным проектом по закачке азота на морском месторождении с карбонатными коллекторами за пределами США, хорошо освещенным в литературе, является проект на месторождении Кантарел (Мексика). Снижение интереса к данной технологии объясняется большими капитальными и эксплуатационными затратами. СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts 35 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 м3 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 мкм2Толщина 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 м2/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, QВремяP=f(время)Q=f(время)P, QВремяP=f(время)Q=f(время)А БСПБГУАП 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 мкм2Для расширения трещин гидроразрыва в карбонатных коллекторах (СаСО3 > 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. 0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5050100150200250300350400450Добыча нефти, млн.тЧисло горизонтальных скважинЧисло горизонтальных скважинДобыча нефти из горизонтальных скважин, млн. тСПБГУАП 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, мкм2Вязкость 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 значения1. 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 значения1. 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 м3/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. м3. 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, СО2 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 мкм2 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 м2/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

Парогравитационное дренирование пласта – технология реализована на некоторых месторождениях Канады, Венесуэлы, Китая для разработки месторождений битуминозных песчаников. Эту технологию называют также парогравитационным воздействием на пласт. Наибольшее распространение в мировой практике получил двух скважинный процесс парогравитационного дренирования. Две горизонтальные скважины, разделенные на 5 м по вертикали, проходят около подошвы пласта (рис. 14). Рисунок 14. Двух скважинный процесс парогравитационного дренирования пласта Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхнюю скважину используют для закачки пара, который поднимается вверх и создает над скважиной паровую камеру. Нижнюю скважину используют для сбора жидкости (нефти пластовой воды, конденсата). Поднимающийся пар конденсируется на границе камеры, нагревая и нефть. Вязкость нагретой нефти существенно Нагнетание пара в пластДобывающая скважинаПласт-покрышкаГлинистый пластНагретая нефтьстекает вниз Нагнетательная скважина


67 где 
Ж
– вязкость жидкости, используемой в качестве песконосителя, Па·с,  - объемная концентрация песка (проппанта) в смеси (формула 7).
Если Re > 200, то потери давления на трение при закачке жидкости разрыва по (8) нужно увеличить в 1,52 раза.
Необходимое число насосных агрегатов N:
???? =
????
У
∙ ????
????
Р
∙ ????
Р
∙ К
Т
+ 1 (12) где p
У
– давление на устье скважины при закачке жидкости разрыва, МПа; Q – расход жидкости разрыва при закачке, м
3
/с; p
Р
– рабочее давление агрегата, МПа; Q
Р
– подача агрегата при данном p
Р
, м
3
/с; К
Т
– коэффициент технического состояния агрегата (0,5-0,8).
Необходимый объем продавочной жидкости при закачке через НКТ
V
П
= ·(d вн
)
2
·L/4 (13) где d вн
– внутренний диаметр НКТ, м; L
– глубина скважины, м.
Минимальная скорость закачки жидкости разрыва (м
3
/с):
– для горизонтальной трещины
????
????????????Г
=
???? ∙ ????
ГТ
∙ ????
????
ЖР
∙ 10
−3
(14)
– для вертикальной трещины
????
????????????В
=
ℎ ∙ ????
????
ЖР
∙ 10
−3
(15) где R
ГТ
– радиус горизонтальной трещины, м;  - ширина (раскрытость) трещины на стенке скважины, м; 
ЖР
– вязкость жидкости разрыва, Па·с; h – толщина пласта, м.
В случае проведения разрыва пласта нефильтрующейся жидкостью можно принять фактический расход жидкости разрыва Q равным Q
min
. При проведении разрыва фильтрующейся жидкостью фактический жидкости разрыва Q > Q
min на величину фильтрации жидкости в пласт.
Количество проппанта Q
П
на один гидравлический разрыв пласта 8-10 тонн.
Пример расчета. Рассчитать основные характеристики гидроразрыва пласта в добывающей скважине глубиной L = 2270 м. Вскрытая толщина пласта h = 10 м. Разрыв провести по НКТ, внутренний диаметр НКТ d вн
= 0,0759 м. В качестве жидкости-песконосителя использовать нефильтрующуюся нефть плотностью 
Ж
= 945 кг/м
3
и вязкостью 
Ж
= 0,285 Па·с. Предполагается закачать в скважину Q
П
= 9 т песка с диаметром зерен 1 мм, плотность песка 
П
= 2500 кг/м
3
. Расход жидкости разрыва Q = 0,01 м
3
/с. Используем агрегат 4АН-700.
1. По (3) рассчитываем вертикальную составляющую горного давления p
ГВ
= 2600·9,81·2270·10
-6
= 57,9 МПа
2. Принимаем коэффициент Пуассона горных пород  = 0,3 и по (2) рассчитываем горизонтальную составляющую горного давления p
ГГ
p
ГГ
= 57,9·(0,3/(1-0,3)) = 24,8 МПа
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

68 3. По (4) рассчитываем забойное давление разрыва пласта p
ЗАБ.Р
= 2270·1,75/100 = 39,7 МПа
Расчет по формуле (1) дает около 25 МПа (для расчета по (1) нужно сначала рассчитать вязкость жидкости разрыва 
ЖР
).
Забойное давление разрыва меньше вертикальной составляющей горного давления и больше горизонтальной составляющей горного давления, в таком случае предпочтительно образуются вертикальные трещины.
4. Проппант не должен оседать из жидкости разрыва в процессе выполнения операций, поэтому его концентрация в жидкости-песконосителе должна быть оптимальной. Оптимальную концентрацию проппанта определяют на основании скорости падения проппанта в принятой жидкости-песконосителе (закон Стокса). Концентрация проппанта в жидкости-песконосителе определяется ее вязкостью, расходом жидкости разрыва при закачке и размером зерен проппанта.
При расходе жидкости разрыва 0,01-0,02 м
3
/с рекомендуемые концентрации проппанта составляют: 50-150 кг/м
3
при вязкости жидкости-песконосителя 0,015-0,050 Па·с, 100-250 кг/м
3
при вязкости 0,050-0,150 Па·с, 200-400 кг/м
3
- при вязкости 0,20-0,40 Па·с, 400-700 кг/м
3
при вязкости 0,5- 1,0 Па·с.
В нашем случае вязкость жидкости-песконосителя равна 0,285 Па·с, то есть концентрация песка должна быть от 200 до 400 кг/м
3
. Примем С = 275 кг на 1 м
3
жидкости песконосителя, объем жидкости гидроразрыва:
V
Ж
= Q
П
/С = 9000/275 = 32,7 м
3 5. По (7) рассчитываем объемную концентрацию песка в жидкости разрыва:
 = (275/2500)/(275/2500+1) = 0,1 6. По (11) рассчитываем вязкость жидкости разрыва

ЖР
= 0,285·exp(3,18·0,1) = 0,39 Па·с
7. По (6) рассчитываем плотность жидкости разрыва

ЖР
= 945·(1-0,1)+2500·0,1 = 1100 кг/м
3 8. Число Рейнольдса по (10)
Re = 4·0,01·1100/(3,14·0,0759 ·0,39) = 473 9. Коэффициент гидравлического сопротивления по (9)
 = 64/473 = 0,135 10. По (8) рассчитываем потери давления на трение при закачке жидкости разрыва: p
ТР
= 8·0,135·0,01 2
·2270·1100/(3,14 2
·0,0759 5
)/10 6
= 10,9 МПа
Так как Re > 200, то p
ТР
увеличиваем в 1,52 раза: 10,9·1,52 = 16,6 МПа.
11. При закачке жидкости разрыва давление на устье скважины по (5) p
У
= 39,7 - 1100·9,81·2270·10
-6
+ 16,6 = 31,8 МПа
12. При работе агрегата 4АН-700 на IV скорости p
Р
= 29 МПа, Q
Р
= 0,0146 м
3
/с, по (25)
N = (31,8·0,01)/(29·0,0146·0,5) + 1 = 3 13. Объем продавочной жидкости рассчитываем по (13)
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

69
V
П
= 3,14·(0,0759)
2
·2270/4 = 10,3 м
3 14. Общий объем жидкости для проведения гидроразрыва
V
ОБЩ
= (V
Ж
+ V
П
) = 10,3+32,7=43 м
3 15. Время одного работы одного агрегата 4АН-700 на IV скорости t = (V
Ж
+ V
П
)/Q
Р
= 43/0,0146/60 = 49 минут
Расчет размеров трещин
В случае образования горизонтальной трещины радиус ее R
ГT
(м) можно вычислить по следующей эмпирической формуле:
????
ГТ
= (0,0134 − 1,6 ∙ 10 6
∙ ????) ∙ (10 3
∙ ????√
????
ЖР
∙ ????
????
)
0,5
(16)
где L
– глубина скважины, м; Q – расход жидкости разрыва при закачке, м
3
/с; 
ЖР
– вязкость жидкости разрыва, Па·с; t – время закачки жидкости разрыва, с; k – проницаемость призабойной зоны скважины, м
2
Ширину (раскрытость) трещины на стенке скважины  при разрыве фильтрующейся жидкостью рассчитывают по формуле
???? =
16 3
∙
(1 − ????
2
) ∙ (????
ЗАБ.Р
− ????
ГГ
) ∙ ????
ГТ
???? ∙ ????
(17) где  - коэффициент Пуассона горных пород; p
ЗАБ.Р
- забойное давления разрыва пласта жидкостью разыва, Па; p
ГГ
– горизонтальная составляющая горного давления, Па; R
ГТ
– радиус горизонтальной трещины, м; E – модуль упругости горных пород, Па.
При разрыве нефильтрующейся жидкостью ширину трещины рассчитывают по формуле
???? =
8 ∙ (1 − ????
2
) ∙ (????
ЗАБ.Р
− ????
ГГ
) ∙ ????
ГТ
???? ∙ ????
(18)
При образовании вертикальной трещины при разрыве фильтрующейся жидкостью ширину трещины рассчитывают по формуле
???? =
4 ∙ (1 − 2 ∙ ????) ∙ (????
ЗАБ.Р
− ????
ГГ
) ∙ (1 + ????)
3 ∙ ????
∙ √
????
Ж
∙ ???? ∙ ????
ЖР
2 ∙ ???? ∙ ℎ
2
∙ ???? ∙ ???? ∙ ????
ГГ
(19) где  - коэффициент Пуассона горных пород (=0,2-0,3); p
ЗАБ.Р
- забойное давления разрыва пласта,
Па; p
ГГ
– горизонтальная составляющая горного давления, Па; объем жидкости гидроразрыва V
Ж
, м
3
; Q – расход жидкости разрыва при закачке, м
3
/с; 
ЖР
– вязкость жидкости разрыва, Па·с; h – толщина пласта, м; m – пористость пласта; k – проницаемость призабойной зоны скважины, м
2
Длина трещины l (м):
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

70
???? = √
????
Ж
∙ ???? ∙ ????
ЖР
2 ∙ ???? ∙ ℎ
2
∙ ???? ∙ ???? ∙ ????
ГГ
(20)
При разрыве нефильтрующейся жидкостью ширину трещины рассчитывают по формуле
 = 4(1-
2
)l(p
ЗАБ.Р
- p
ГГ
)/E (21)
Длина трещины
???? = √
???? ∙ ????
Ж
5,6 ∙ (1 − ????)
2
∙ ℎ ∙ (????
ЗАБ.Р
− ????
ГГ
)
(22)
Пример расчета. Для условий предыдущего примера рассчитать размеры трещины. Расход жидкости разрыва Q = 0,0146 м
3
/с; Объем жидкости гидроразрыва V
Ж
= 32,7 м
3
При разрыве образовалась вертикальная трещина. Вычисляем длину вертикальной трещины при разрыве нефильтрующейся жидкостью по (22)
l = ((32,7110 10
)/(5,6(1-0,3)
2
10(39,710 6
- 24,810 6
))
0,5
= 28,3 м
По (21) рассчитываем ширину образовавшейся вертикальной трещины
 = 4(1-0,3 2
)28,3(39,710 6
- 24,810 6
)/110 10
= 0,176 м = 15,3 см
В результате проведения гидроразрыва в пласте образуется вертикальная трещина длиной
28,3 м и шириной на стенке скважины 15,3 см.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

71
Вопросы для экзаменационных билетов
1. Геологические запасы, извлекаемые запасы.
2. Коэффициент извлечения нефти.
3. Методы увеличения нефтеотдачи
–
определение, общая характеристика.
4. 4 этапа в развитии технологии добычи нефти.
5. Общие сведения о строении и свойствах пластов.
6. Типы коллекторов. Пористость коллекторов. Проницаемость коллекторов.
7. Неоднородность порового пространства (микронеоднородность).
8. Неоднородность коллекторов (макронеоднородность).
9. Расчлененность коллекторов. Начальная нефтенасыщенность коллекторов.
10. Заводнение – общие характеристики (время начала заводнения, системы заводнения, постоянные трубки тока).
11. Капиллярные силы.
12. Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) – формы существования.
13. Коэффициент извлечения нефти при заводнении.
14. Классификация МУН (гидродинамические, химические, газовые, тепловые, физические)
15. Критерии применимости различных МУН.
16. Методы воздействия на призабойную зону пласта.
17. Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01.
18. Поддержание повышенных давлений нагнетания.
19. Форсированный отбор жидкостей.
20. Циклическое заводнение и изменение направлений фильтрационных потоков.
21. Полимерное заводнение. Полимеры.
22. Химическая деструкция полиакриламида (ПАА), влияние температуры, механическая деструкция ПАА.
23. Влияние полимеров на подготовку нефти.
24. Применение поверхностно-активных веществ.
25. Мицеллярно-полимерное заводнение.
26. Щелочное заводнение.
27. Потокоотклоняющие технологии.
28. Ограничение водопритока.
29. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
30. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Закачка горячей воды.
31. Циклическая обработка паром призабойных зон добывающих скважин.
32. Площадная закачка пара.
33. Внутрипластовое горение.
34. Проектирование процесса внутрипластового горения.
35. Критерии применимости тепловых МУН.
36. Гидравлический разрыв пласта (ГРП).
37. Современные представления о механизмах ГРП
38. Основные технологические схемы ГРП
39. Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти. Основные расчетные показатели процесса
ГРП.
40. Уплотнение сетки скважин.
41. Бурение горизонтальных скважин.
42. Бурение боковых (вторых) стволов скважин.
43. Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи (импульсное электрическое воздействие на пласт, метод виброволнового воздействия на ПЗП, импульсно-ударные методы, сейсмическое
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

72 воздействие на пласт).
44. Парогравитационное дренирование пласта.
45. Оценка технологической эффективности МУН с использованием характеристик вытеснения.
46. Оценка технологической эффективности МУН с использованием технологической схемы.
Оценка технологической эффективности МУН методом прямого счета.
47. Выбор МУН, применимых на конкретном месторождении. Лабораторные исследования, разработка технологии и подготовка пилотного проекта.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Смотрите также файлы