Розділ 4

Механічні методи

Ефективні в твердих породах, коли створення додаткових тріщин в ПЗС дозволяє прилучити до процесу фільтрації нові віддалені частини пласта. До цього виду впливу відноситься ГРП.

Гідравлічний розрив пласта

Суть методу полягає в нагнітанні в проникний пласт рідини при високому тиску (до 100 Мпа), під дією якого пласт розщеплюється, або по площинах нашарування, або уздовж природних тріщин. Для попередження змикання тріщин при знятті тиску в них разом з рідиною закачується крупний пісок (проппант), що зберігає проникність тріщин, в тисячі разів перевищує проникність непорушеного пласта. На пласт у вертикальному напрямку діє сила, рівна вазі вищерозміщених порід. Щільність гірських осадових порід зазвичай приймається рівною 2300 кг/м3.

Тиск гірських порід буде дорівнювати: , де ρ _п - густина гірських порід, g – прискорення вільного падіння, Н – висота вищезалягаючих порід

За мільйони років існування осадових порід внутрішнє напруження породи за всіма напрямками стало однаковим і рівним гірському. Для розшарування пласта, тобто для утворення в пласті горизонтальної тріщини, необхідно всередині пористого простору створити тиск Рр, що перевищує гірський на величину опору гірських порід на розрив(σ _z), так як треба подолати сили зчеплення частинок породи:

При ГРП виникають тиски, що перевищують допустимі для обсадних колон, тому попередньо в свердловину спускають НКТ, здатні витримати цей тиск.

Вище покрівлі пласта або пропластків, в якому намічається провести розрив, встановлюють пакер. За спущеним НКТ нагнітається спочатку рідина розриву в обсягах, щоб отримати на вибої тиск, достатній для розриву пласта. У момент розриву на поверхні відзначається різке збільшення витрати рідини (поглинаючої спроможності свердловини) при тому ж тиску на гирлі свердловини або різке зменшення тиску на гирлі при тій же витраті. Більш об'єктивним показником, що характеризує момент ГРП, є коефіцієнт поглинаючої спроможності(k_п), який різко зростає при ГРП : , де Q – витрата нагнітаємої рідини, P_c - тиск на вибої свердловини(1).

Схема 4.1 Схема дії ГРП (6)

Основним недоліком даного методу є: по-перше його висока ціна, яка робить нерентабельним використання цього методу у більшості родовищ, по-друге потребується велика кількість рідини, яка потім стає непридатної для споживання и має суттєвий вплив на екологію.

Розділ 5 Мікробіологічна депарафінізація нафтових свердловин

При використанні біопрепарату для очистки свердловин, одночасно досягаються всі критерії, якими повинні володіти хімічні реагенти. По-перше,мікроорганізми в складі біопрепарату використовують вуглеводні нафти як єдине джерело вуглецю, і парафіни є для них найбільш доступними сполуками. Крім того, протягом життєдіяльності мікроорганізми виділяють в середу органічні кислоти і ПАР, що, безумовно, сприяє видаленню полярних АСПО. І крім того, за рахунок ращепленія "довгих" парафінів збільшується вміст "легких" парафінів при цьому істотно знижується температура кристалізації (до 10 градусів за Цельсієм) при якій парафіни випадає у вигляді відкладень на стінках обладнання.

Обробка свердловини проводиться відразу після механічного видалення парафіну. Далі свердловина "промивається" на протязі певного часу розчином біопрепарату і поживних речовин. За цей час мікроорганізми утворюють колонії на стінках свердловини і далі перешкоджають осадженню АСПО. Таким чином, з використанням мікробіологічної депарафінізації можливо добитися безперебійної роботи свердловини від трьох місяців до одного року, залежно від вмісту парафінів в видобутої нафти.

Біопрепарат від компанії "Bio-Oil" ефективний при температурі до 188 градусів за Цельсієм, при значеннях рН від 4 до 10 і при солоності до 25-30%.

На підставі результатів попереднього обстеження нафтогазоносного пласта, мікроорганізми з колекції компанії Bio-Oil, закачуються через видобувну свердловину або через систему заводнення (ППД), безпосередньо в привибійну зону.

Протягом процесу , закачані в пласт мікроорганізми метаболізують вуглеводні нафти, і виділяють корисні продукти життєдіяльності:

• Спирти, розчинники та слабкі кислоти, які призводять до зменшення в'язкості, зниження температури текучості нафти, а також видаляють парафіни і включення важкої нафти з пористих порід, збільшуючи проникність останніх,

• Біополімери, які, розчиняючись у воді, підвищують її щільність, полегшують вилучення нафти при використанні технології заводнения,

• Біологічні поверхнево-активні речовини, які роблять поверхню нафти більш слизькою, зменшуючи тертя об породи,

• Гази, які збільшують тиск всередині пласта і допомагають посувати нафту до стовбура свердловини.

Крім того, відбувається підвищення якості видобутої нафти:

Зміни в сирої нафти, викликані мікроорганізмами

• Збільшення легких алканів <С 20

• Зменшення середніх алканів С 20 - С 40

• Руйнування високомолекулярних важких вуглеводнів

• Розщеплення структурних ароматичних кілець

• Розщеплення структурних фенольних кілець

• Перетворення сірчаних органічних сполук

• Зменшення концентрації металевих мікроелементів

• Емульгування сирої нафти (4)

Рис.4.1 Схема процесу мікробіологічної депарафінізації ПЗС (4)