1. Методы интенсификации добычи нефти (управление продуктивностью, приемистостью).

По принципу действия все методы искусственного воздействия

делятся на следующие группы:

1. Гидрогазодинамические.

2. Физико-химические.

3. Термические.

4. Комбинированные.

Наиболее часто применяемым методом регулирования пластового давления является закачка в залежь воды или газа – метод воздействия на продуктивный пласт. Методы воздействия напризабойную зону в процессе эксплуатации делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды.

Методы интенсификации притока или приемистости:

А. Гидрогазодинамические:

1. Гидроразрыв пласта; 2. Гидропескоструйная перфорация; 3. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен) специальными устройствами для очистки скважины (УОС); 4. Волновое или вибрационное воздействие; 5. Имплозионное воздействие; 6. Декомпрессионная обработка; 7. Щелевая разгрузка; 8. Кавитационно – волновое воздействие;

В. Физико-химические:

1. Кислотные обработки (соляной кислотой, плавиковой кислотой, серной кислотой и др.); 2. Воздействие растворителями (нефтерастворимыми: толуол, бензол; водорастворимыми: метиловый спирт, этиленгликоль); 3. Обработка растворами ПАВ (на водной или углеводородной основе); 4. Обработка ПЗС ингибиторами солеотложений и гидрофобизаторами;

С. Термические:

1. Электроподогрев (стационарный, циклический); 2. Паротепловые обработки скважин; 3. Прокачка горячей нефти; 4. Импульсно – дозированное тепловое воздействие;

D. Комбинированные:

1. Термокислотная обработка; 2. Термохимическое воздействие; 3. Гидрокислотный разрыв пласта;

4. Повторная перфорация в растворах кислоты, ПАВ и др.; Термоакустическое воздействие;

5. Электрогидравлическое воздействие;

2.1 Грп, технологические операции, механизмы увеличения дебитов, оценка дебита после грп.

1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – механический метод воздействия на пласт.

Порода разрывается в соответствии с напряженным состоянием или по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления при закачке жидкости разрыва.

2. После разрыва трещина увеличивается и возникает ее связь с другими трещинами и зонами повышенной проницаемости. Расширяется область пласта, дренируемая скважинами.

3. В образованные трещины транспортируют зернистый материал (проппант) для закрепления трещины после снятия давления.

ГРП заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин. Микротрещины в ПЗС связаны с процессом первичного вскрытия в фазе бурения, а также с процессом вторичного вскрытия - перфорации).

Давление разрыва Р_р является трудно рассчитываемой величиной, но принципиально оно может соотноситься с горным давлением Р_г следующим образом: Р_р < > P_г .

В общем случае давление разрыва зависит от следующих основных факторов:

• горного давления Р_г,

• проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин,

• прочности и упругих свойств горной породы,

• структуры порового пространства,

• свойств жидкости разрыва,

• геологического строения объекта,

• технологии проведения ГРП и др.

Эффект от ГРП связан со следующими факторами:

- снижение фильтрационных сопротивлений в ПЗ скважины;

- увеличение фильтрационной поверхности скважины;

- приобщение к выработке слабодренируемых зон и пропластков.

Технология проведения ГРП

Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций:

• Подготовка скважины – исследование на приток или приемистость.

• Промывка скважины – скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов.

• Закачка жидкости разрыва.

В качестве жидкостей разрыва можно использовать:

в добывающих скважинах

• дегазированную нефть,

• загущенную нефть, нефтемазутную смесь,

• гидрофобную нефтекислотную эмульсию,

• кислотно-керосиновую эмульсию и др.,

в нагнетательных скважинах

• чистую воду,

• водные растворы соляной кислоты,

• загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом – ПАА)

• Закачка жидкости-песконосителя.

Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь по существу каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную по отношению к наполнителю функцию.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ (сульфит-спиртовая барда); загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии и др.

• Закачка продавочной жидкости.

Основной целью этой жидкости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, как показывает практика, должно соблюдаться следующее условие:

, где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с,

μ – вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

• кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 ÷ 1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м³. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки,

• стеклянные шарики,

• полимерные шарики,

• специальный наполнитель – проппант.

Основные требования к наполнителю:

• высокая прочность на сдавливание (смятие),

• геометрически правильная шарообразная форма.

Аналитическое выражение для расчета притока жидкости к скважине с горизонтальной трещиной.

- вязкость нефти

l – радиус горизонтальной трещины.

Формула получена из условия, что проницаемость трещины стремится к бесконечности, поэтому давление на контуре трещины равно забойному.

Условия применения формулы:

,

Механизм образования трещин.

Образование горизонтальной трещины:

Если в призабойную зону скважины нагнетать слабо фильтрующуюся (средне фильтрующуюся) жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗС, определяемые, как правило, наличием трещин. Фильтрация возможна только при определенном перепаде давлений.

В этом случае слабо фильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины. При этом, положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяют по эмпирической зависимости:

, (5)

где Q_{min г} – минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещи

R_т – радиус горизонтальной трещины, м,

ω₀ – ширина трещины на стенке скважины, м ,

μ – вязкость жидкости разрыва, мПа с.

Образование вертикальной трещины:

Если используется нефильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает. При определенном напряжении, превышающем предел прочности породы на сжатие, порода разрывается.

По мере роста давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

Минимальный темп закачки жидкости разрыва рассчитывают по следующей эмпирической зависимости:

, (6)

где Q_{min в} – минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования вертикальной трещины, м³/с,

h – толщина пласта, м.

Критерии применения

1. Неоднородность пласта по простиранию и расчлененности;

2. Проницаемость пласта не более 30 мД, при вязкости нефти не более 5 мПа*сек; проницаемость до 50 мД при вязкости до 50 мПа*сек; в высокопроницаемых пластах эффективен локальный ГРП;

3. Литологические экраны (глинистые слои, отделяющие продуктивный пласт от газо- и водо- насыщенных коллекторов) не менее 4,5 – 6 м;

4. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна обеспечивать длительность технологического эффекта после ГРП;

5. Текущий КИН не должен превышать 30%.