12.1.5. Інші види дії на пласт

для інтенсифікації видобутку нафти і газу

Спосіб термохімічної дії на нафтовий пласт пороховими ге­нераторами. Для збільшення віддачі та прийомистості пластів-колекторів на ПСГ проводять різні види робіт: гідророзрив; солянокислотну обробку; промивання гарячою водою; обробку вибою свердловин ПАР; термогазо-хімічний вплив.

Високої ефективності методів термогазохімічної дії на пласт досягають за допомогою порохових генераторів тиску. Широке застосування одержа­ли порохові генератори тиску типу ПТ. Зі згорянням порохових зарядів на пласт діють механічний, тепловий і фізико-механічний фактори. Механіч­ний фактор спричинює значне збільшення тиску (100 МПа і більше), в ре­зультаті чого пласт розривається. При цьому газорідинна суміш через сфор­мовані канали і тріщини проникає в пласт.

У процесі обробки пласта велику роль відіграє тепловий фактор. Під час горіння пороху на поверхні заряда температура сягає 3500 °С. Частина цього тепла передається породі, що приводить до зниження в'язкості нафти, сприяє плавленню твердих бітумів і, як наслідок, збільшенню припливу нафти.

Фізико-хімічна дія продуктів горіння вуглекислого газу, азоту і хлори­ду водню проявляється у розчиненні карбонатних порід і цементу, зни­женні в'язкості нафти та її поверхневого натягу на контакті з гірською по­родою. Застосування порохових генераторів тиску для розриву пласта є найефективнішим у нафтових і газових, а також у нагнітальних свердлови­нах за наявності ущільнених тріщинуватих карбонатних порід і піщаних неглинистих колекторів.

Установлення роз'єднувальних мостів у свердловинах. Під час вибухових робіт у свердловині з метою інтенсифікації видобутку нафти або газу з ок­ремих пластів виникає потреба у роз'єднанні пластів, тобто в ізолюванні нижнього горизонту від інших, що підлягають випробуванню або обробці. Цим самим запобігається приплив флюїду в свердловину із пластів, які са­ме випробовують.

Найефективніше роз'єднуються пласти за допомогою вибухового паке-ра. Він складається з товстостінного герметичного стакана із алюмінієвого сплаву, заповненого пороховим зарядом. Під дією порохових газів під час згоряння корпус роздувається і прилягає до внутрішньої поверхні обсадної колони з утворенням герметичного розподільного мосту.

Вибухові пакери дають змогу надійно розділяти пласти без цементної заливки, ізолювати пласти малої товщини, що залягають близько один до одного, зберігати колекторні властивості пласта без забруднення перфора­ційних отворів. Розрізняють три типи вибухових пакерів (ВП): звичайний ВП, шліпсовий ВПШ і кільцевий ВПК. Для надійної герметизації над па-кером типу ВП або ВПШ ставлять цементний міст заввишки 3—5 м. Якщо за умовами робіт застосовують солянокислотну обробку пласта або поро­хові генератори тиску, то заливка цементного мосту є обов'язковою.

Гідровибуховий розрив пласта. Як зазначено вище, прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах проводять з метою перфорації обсадних

колон і цементного кільця в затрубному просторі для ефективного роз­криття нафтогазоносних пластів і встановлення гідродинамічного зв'язку свердловини з пластом. Утім крім твердих вибухових речовин використо­вують і рідинні. Одним із методів згаданих робіт є гідровибуховий спосіб розриву пласта, ідея якого запропонована фахівцями ІФНТУНГ О.О. Ор­ловим, О.М. Трубенком, А.В. Локтєвим, В.Г. Омельченком у 2002 р.

Гідровибуховий розрив пласта передбачає об'єднання дії на нього під тиском рідини (яка потім в контакті з каталізатором стає вибуховою) і ви­бухом її безпосередньо в тріщинно-пористому середовищі пласта, коли у привибійну зону буде доставлений каталізатор. Тому цей спосіб має наз­ву гідровибухового розриву пласта.

Спосіб може забезпечити встановлення максимально можливого гідро­динамічного зв'язку між продуктивним горизонтом і свердловиною. Роботи за цим способом виконують у кілька етапів.

Перший етап (рис. 12.1, а). У свердловину спускають НКТ, через які під тиском, що перевищує пластовий тиск у горизонті в 1,5—2 рази, зака­чують вибухову рідину, яка не може вибухнути без каталізаторів. Такою речовиною може бути ракетне паливо, тобто речовина вуглеводневого по­ходження, яку широко застосовують у ракетній техніці (табл. 12.1).

Під дією великого тиску на пласт речовина, яку закачують у свердло­вину, проникатиме в пори продуктивного горизонту, тріщини, мікротріщи-ни розширюватимуться і в них надходитиме горюча речовина. Крім того, формуватимуться, як і при гідророзриві, нові тріщини, які заповнювати­муться вибуховою речовиною. По суті перший етап роботи аналогічний про-

цесу гідророзриву пласта, але негативного впливу на глинистий цемент у породі не буде, тому що речовини вуглеводневого походження не приво­дять до розбухання глинистого матеріалу.

Другий етап (рис. 12.1, б). Підіймають НКТ і спускають на вибій сверд­ловини на каротажному кабелі дюралюмінієвий балон, у який закачано під тиском, що не перевищує міцність матеріалу балона, речовину каталі­затора в об'ємі, потрібному для вибуху речовини, закачаної у продуктив­ний горизонт. Характеристика можливих речовин-каталізаторів наведена в табл. 12.2.

Для зменшення висоти пошкодження обсадної колони над нафтовим пластом після спуску балона з речовиною каталізатора передбачається по­становка ізолювального цементного мосту. Для розкриття у свердловині балон з каталізатором обладнано гірляндою ПК.С (перфоратор кумулятив­ний скляний) з напрямком прострілів у протилежні боки.

Під час вибуху ПКС балон з каталізатором буде зруйнований і рідина попрямує в пласт по отворах, зроблених вибухом. Цьому процесу сприяє розрядка тиску, який існував в рідині каталізатора у балоні.

Отже, на вибої свердловини здійснюється, по-перше, процес гідро­розриву пласта за допомогою вибухової речовини, яка без каталізатора не є безпечною щодо непередбаченого вибуху. Вибух відбувається безпосе­редньо в середовищі пласта (в тріщинах і порах, в які була закачана горю­ча речовина). Гідровибуховий розрив пласта значно підвищує проникність

продуктивного горизонту у привибійній зоні пласта в радіусі, більшому за радіус у разі простого гідророзриву пласта або проведення вибухових робіт, навіть тоді, коли привибійна зона пласта забруднена важкою промиваль­ною речовиною (глинистим розчином з добавками бариту і гематиту). Як­що продуктивний горизонт перекритий обсадною колоною через її цемен-таж, то спочатку передбачається перфорація обсадної колони і цементного каменю в затрубному просторі звичайними відомими перфораторами.

Теплофізичний вплив на нафтовий пласт закачуванням у нього гарячої во­ди. Цей метод застосовують для інтенсифікації розробки покладів з висо-ков'язкими нафтами, а також покладів високопарафінистих вуглеводневих сполук, і головне, під час первинної розробки для запобігання випадання парафіну в пласті. Крім гарячої води можна застосовувати нагнітання пари як ефективніший спосіб, оскільки він забезпечує прогрівання пласта ліп­ше, ніж гаряча вода.

Метод нагнітання гарячої води або пари використовують у покладах нафти, для яких навіть незначне зниження температури в процесі розробки може призводити до випадання парафіну в пласті і закупорювання його пор. Для запобігання цьому варто нагнітати воду з температурою, що пере­вищує пластову на величину втрат температури по шляху до вибою сверд­ловини. При нагнітанні пари також враховують можливість її конденсації по шляху до вибою і втрати безпосередньо в пласті. Цей спосіб частіше за­стосовують при вторинних методах розробки нафтових родовищ.

Метод змінних тисків (МЗТ). Використовують за наявності тріщинних колекторів, які в процесі їх розбурювання, а також експлуатації в них наф­тових покладів закупорюються твердою фазою, і тріщини стають нефлюїдо-провідними. Для реалізації цього методу НКТ спускають до верхніх дір фільтрувальної частини обсадної колони, устя свердловини обладнують фонтанною арматурою, а на нагнітальній лінії встановлюють патрубок, на якому змонтовано таровану діафрагму з урахуванням на максимально до­пустимий внутрішній тиск, який можуть витримати колона НКТ, обсадна колона та устєве обладнання.

Суть методу полягає у створенні у привибійній зоні пласта змінних тис­ків — спочатку надлишкового; з руйнуванням діафрагми він "миттєво" знижується, і внаслідок інерційних ефектів це зниження є значно меншим за величиною від гідростатичного. Зі створенням великих надлишкових ти­сків тріщини в пласті розкриваються, що сприяє надходженню в них робо­чої рідини. За "миттєвого" зниження тиску виникає великий перепад тис­ку з боку пласта, що веде до збільшення швидкості припливу рідини в свердловину. Ця рідина виносить в свердловину тверду фазу, і тріщина очищується. Отже, один цикл дії на пласт складається з нагнітання в трі­щини під тиском робочої рідини і різкого зменшення тиску на вибій свердловини.

Після очистки привибійної зони свердловини від різного типу забруд­нення видобуток з нафтового пласта поновлюється і збільшується.

Для досягнення аналогічної мети іноді при експлуатації вуглеводневих покладів застосовують так звані методи "миттєвого" зниження тиску на вибій свердловини, або імплізійні.

Реалізують їх різними технічними засобами, найвідоміші з них описа­но нижче.

1. Миттєву депресію на пласт створюють різким відкриттям клапанно­ го пристрою в НКТ, рівень рідини в яких попередньо знижений. Здійснен­ ня цього процесу можливе у разі роз'єднання трубного і затрубного прос­ торів пакером.

2. Миттєву депресію на пласт створюють випробовувачем пластів на трубах (ВПТ). За своєю схемою фізична дія на привибійну зону подібна до схеми дії попереднього методу. З відкриттям клапанного вузла у випробо­ вувані "миттєво" з'єднуються простір у підпакерній зоні і всередині НКТ, чим забезпечується створення депресії на пласт. У разі використання бага- тоциклового випробовувача на трубах можна створити багаторазове миттє­ ве зниження тиску на вибій із зменшенням депресії при наростанні тиску всередині НКТ.

3. Миттєву депресію на пласт створюють за допомогою струминних апаратів. При цьому багаторазові миттєві депресії можна здійснювати по­ трібну кількість разів з підтримкою величини депресії на заданому рівні.

Ці методи є надзвичайно ефективними з позиції очистки привибійної зони пласта. В момент зниження тиску або його відновлення відбуваєть­ся таке:

• виникають високі градієнти тиску, спрямовані або з пласта у сверд­ ловину, або із свердловини у пласт;

• високі градієнти тиску з пласта в свердловину збігаються практично в часі зі зняттям тиску на вибої, що зумовлює відсутність сил, які притис­ кають дисперсну фазу до скелета породи або до тріщин в пласті, і полег­ шує винесення частинок у свердловину;

• високий градієнт тиску із свердловини у пласт дає змогу зміню­ вати положення застряглих частинок у перегинах пор або у звивинах тріщин, що із подальшим зниженням тиску полегшує їх винесення із свердловини;

• максимальний градієнт тиску виникає на відстані 1,05—1,07 радіуса свердловини;

• у присвердловинній зоні пласта виникають градієнти швидкості по­ ширення депресійної воронки між скелетом пласта, дисперсною фазою і пластовим флюїдом;

• за миттєвої зміні тисків у свердловині змінюються напружено-дефор- мований стан у породах навколо свердловинної зони через зміну радіаль­ ного і кільцевого напружень, що сприяє розкриттю тріщин або їх поши­ ренню в бік пласта.

Віброударний вплив на пласт. У результаті створення поздовжніх і попе­речних віброударних хвиль унаслідок вібраційних явищ у привибійній зоні формуються системи дрібних тріщин. Віброприпливу піддається також ріди­на, що знаходиться в пласті. Внаслідок зменшення в'язкості рідини і сил зчеплення її з породою поліпшуються умови руху рідини з пласта до вибою свердловини і винесення твердих частинок у свердловину. Віброударний вплив рекомендується проводити в свердловинах, де розкрито пласти з ви­сокими тисками, але які є літологічно неоднорідними і мають низьку про-

никність. Для проведення віброударного впливу на пласт використовують гідравлічні вібратори, які спускають у свердловину на НКТ. Гідровібратори здатні виробляти 2500—3000 ударів за 1 хв.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Яка різниця між методами інтенсифікації та вторинними методами розробки нафтових і газових родовищ?

1. Які існують методи інтенсифікації видобутку нафти і газу?

2. Як проводять хімічну обробку привибійних зон свердловин у нафтових пластах ?

2. Як проводять азотно-спиртосолянокислотну обробку газових пластів?

3. Схарактеризуйте інтенсифікацію видобутку нафти і газу гідравлічним розривом пласта.

4. Опишіть обробку привибійних зон свердловин за допомогою вибуху твердих вибухових речовин.

3. Опишіть термохімічну дію на пласт пороховими генераторами.

4. На чому ґрунтується спосіб гідровибухового розриву пласта ?

5. Що дає закачування у нафтовий пласт гарячої води?

10. Що таке метод змінних тисків?

11. Що таке методи "миттєвого"зниження тиску на вибої свердловини?

12. Що таке віброударний вплив на пласт?

РОЗДІЛ

ВТОРИННІ

МЕТОДИ РОЗРОБКИ НАФТОВИХ РОДОВИЩ

Вторинні методи розробки застосовують, як уже зазначалося, з метою підвищення коефіцієнта нафтогазовіддачі із пласта для вилучення залишкових вуглеводневих запасів, коли природна пластова енергія повніс­тю вичерпана.

Запаси залишкової нафти у виснажених пластах величезні. Цим і по­яснюється велика увага, яку приділяють дослідженням, спрямованим на розробку нових модифікацій вторинних методів дії на пласт, які могли б забезпечити збільшення вилучення з надр нафти. Підвищення коефіцієн­та нафтовіддачі навіть на 1—2 % має велике економічне значення. Уявімо собі, що родовище нафти має видобувні запаси 100 млн т. За класифіка­цією нафтових родовищ за їх розміром (М.О. Жданов) таке родовище вважають середнім. З огляду на середнє значення коефіцієнта нафтовід­дачі у світі 0,33, згідно з результатами статистичних досліджень за сучас­ного стану техніки видобутку, із цього родовища можна вилучити лише 33 млн т нафти; 77 млн т залишається у надрах. Якщо знайти засіб підви­щення коефіцієнта нафтовіддачі для згаданого родовища на 2 %, то мож­на додатково вилучити 1 540 000 т нафти. Вартість цієї нафти, якщо вихо­дити з середньої ціни 1 т нафти за останні 10 років, дорівнює близько 350 млн дол. США.

Саме тому в багатьох країнах світу, особливо в США, Росії, Франції, над проблемою підвищення коефіцієнта нафтовіддачі за різних геологічних умов ретельно працюють науково-дослідні інститути. Проблему підвищен­ня коефіцієнта нафтовіддачі на цей час можна вважати проблемою номер один у нафтопромисловій галузі світу, тому що, можливо, об'єм нафти, вже відкритої в надрах Землі, але не видобутої за сучасного рівня техніки, є більшим порівняно з її об'ємом, який ще можна відкрити в нових регіо­нах земної кулі у майбутньому.

Для досягнення максимально можливого, а іноді й повного вилучення запасів вуглеводнів застосовують різні методи. Серед них виділяють: на­гнітання в пласт води або газу; нагнітання в пласт ПАР; підпалювання нафти в пласті з метою підвищення в ньому температури і рухливості наф­ти; вплив на пласт ультразвуковими хвилями та ін.

Застосування кожного наступного заходу щодо попереднього можна розглядати як третинний, четвертинний і так далі методи розробки.

Іноді для вторинних методів застосовують ті заходи, які використову­ють у процесі інтенсифікації видобутку вуглеводнів під час первинної роз­робки.

За останні роки великого поширення набули методи теплової дії на пласт: нагнітання в пласт гарячої води, перегрітої пари; створення і пере­міщення джерела згоряння пластової нафти.

У штаті Оклахома в США (родовище Локо) з успіхом застосовували метод підземного спалювання нафти в пластах, де зосереджена дуже в'язка нафта (сотні і навіть тисячі сантипуаз); при цьому близько 15 % нафти зго­ряло і коксувалось, близько 85 % — видобували. Цей метод використову­ють також у нафтових родовищах Кубанської западини і в інших нафтога­зоносних областях Росії.

В США і в Росії як робочий агент було успішно використано піни, приготовлені на воді та водних розчинах солі з використанням (від 0,2 до 1 %) піноутворювальних ПАР. Унаслідок високої в'язкості (більшої, ніж нафти) піни виявилися високоефективними щодо витіснення нафт різної в'язкості.

Цікаві експериментальні дані отримано щодо впливу мікроорганізмів на поклад нафти. У зонах контакту нафти з водою мікроорганізми засвою­ють вуглець з нафти, руйнують її і в процесі життєдіяльності виділяють газ: відбувається додаткова газифікація покладу нафти, підвищується пластовий тиск, а нафта стає мобільнішою через зменшення її в'язкості.