Физико-химические методы воздействия

Перспективы в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти и повышении нефтеотдачи пластов связаны с методами воздействия на прискважинную зону пласта (ПЗП) разными составами.

Наиболее распространенными из них являются обработки кислотными составами, растворами ПАВ, углеводородными растворами.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти целесообразно при небольшой обводненности продукции скважин. С увеличением обводненности применяются кислотные составы с ПАВ, растворы ПАВ и их различные композиции.

СКО – это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения частиц породы, а также инородных частиц, которыми закольматирована порода, под воздействием кислотного раствора на основе соляной кислоты.

Помимо прямого воздействия на продуктивный пласт, кислотный раствор параллельно удаляет из ПЗП и колонны НКТ асфальто-смоло-парафинистые отложения, увеличивая этим межремонтный период скважины.

Технологии кислотных обработок подразумевают удаление кислотного раствора и продуктов реакции из обрабатываемого пласта после воздействия на горную породу. Недостатком данного процесса является то, что малая выдержка и несвоевременное удаление реагентов из продуктивного горизонта приводит к уменьшению эффективности а, вследствии, малому периоду влияния на промытую зону.

Бурение многозабойных скважин

При разработке низкопроницаемых продуктивных горизонтов применение традиционных наклонно-направленных скважин значительно снижает рентабельность, ввиду невысоких добывных возможностей эксплуатационных объектов.

Основными преимуществами многозабойных скважин, по сравнению с традиционными, являются:

• Значительное снижение затрат на строительство и эксплуатацию скважин за счёт дренирования тех же объёмов пласта меньшим количеством скважин;

• Ввод в рентабельную разработку низкопроницаемых пластов со сложнопостроенными нефтяными залежами;

• Возможность увеличения добычи в нефтяных пластах;

• Стимулирующее воздействие на окружающие скважины за счет улучшения режима дренирования участка;

• Повышение нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта, возрастания линейной скорости фильтрации, ввиду приближения зон нагнетания и отборов;

• Снижение затрат на наземные сооружения и утилизацию отходов при бурении;

• Обеспечение экономии средств и времени по сравнению с бурением одиночных горизонтальных скважин.

Применение многозабойного бурения позволяет ввести в рентабельную разработку низкопроницаемые пласты со сложнопостроенными залежами.

Основными задачами при этом являются: отработка технологии бурения многозабойных скважин и технологии одновременно-раздельной эксплуатации каждого ствола.

Для обеспечения сохранности ФЭС коллекторов необходимо вскрытие продуктивных пластов осуществлять на равновесии пластового и забойного давлений.

Дострел пласта, реперфорация

Как известно, при неполном вскрытии нефтенасыщенных интервалов на начальном этапе разработки часть запасов нефти остается невовлеченной в процесс разработки.

На месторождении также целесообразно проведение повторной перфорации уже прострелянных интервалов пластов.

Перфорационные методы

Эффективность вскрытия и, соответственно, производительность скважин зависит от качества и глубины проникновения перфорации.

По эффективности перфорационные методы можно сопоставить с физико-химическими методами ОПЗП. Основными факторами, определяющими гидродинамическое совершенство скважин при вторичном вскрытии продуктивных горизонтов, являются свойства перфорационной жидкости, тип перфоратора, плотность и условия перфорации.

Опыт разработки месторождений Западной Сибири показал, что наибольший эффект в прострелочно-взрывных работах по установлению гидродинамической связи между стволом скважины и коллектором показала кумулятивная перфорация при депрессии на пласт. Следует отметить, что проведение перфорации при репрессии на пласт может способствовать снижению проницаемости ПЗП на 20 – 30%.

(Из интернета)

Нефтеотдача – количество отобранной Н или Г / начальным балансовым запасам . Конечный коэф нефтеизвлечения = суммарный проектный отбор Н и Г /  нач бал запасы. Текущий КИН – на определенную дату. Фактический КИН = фактич доб Н или Г / балансовые запасы Н или Г. КИН определяется  * коэф вытеснения = количество Н промытой при максимальном количестве воды из образца / начальное количество Н в образце * коэф заводнения = обьем залежи заводненной / обьем залежи * коэф охвата разроботкой = обьем залежи, охваченной процессом разработки / обьем общей нефтенасыщенной части залежи. КИН зависит от * природного режима залежи ( коэф Г отдачи при расчетах =1,но при Г режиме и расширяющегося Г  0,93-0,97 , при газоупруговодонапорном режиме 0,830-0,910 , при газоводонапорном режиме  0,91-0,95 , конденсотоотдача 0,8.* фильтрационных характеристик пласта ( проницаемости, гидропроводности)* геологической неоднородности, прерывистости пластов, вязкости Н, вязкости Н / вязкости закачиваемой воды, коэф нефтенасыщенности * активности вод пластовых, находящихся за контурам нефтеносности.  Остаточная нефтенасыщенность (за начальным и текущем контуром) в оценочных с/х путем отборе керна при промывочной жидкости на Н основе. Значительно улучшают нефтевымывающие свойства закачи­ваемой воды добавки поверхностно-активных веществ (особенно так называемых неионогенных ПАВ, например, полиэтилена и др.).  Для увеличения КИН – бурение пологих, горизонтальных скважин, добавке в закачиваемую воду загустителей — жидкого стекла, полимеров. Наибольшее применение получили полиакриламиды (ПАА). Нагнетание в пласт водовоздушных (водогазовых) смесей и пен (пенообразующих агентов) Весьма эффективной является закачка воды с растворенным в ней СО₂ (карбонизированной воды). Нагнетание сухого газа под высоким давлением (выше 26 МПа) повышает нефтеотдачу почти на 10—15%, использование при закачке воды оторочки из сжиженных газов (обычно пропана), применения различных термических методов: закачки в пласт перегретого пара, горячей воды, прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателей, осуществление подземных термоядерных взрывов.