vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выше уже отмечалось, что вследствие неоднородности продуктивных пластов коэффициент применимости данного МВ будет иметь различные значения в различных точках пласта, т.е. будет некоторой функцией координат точек пласта. Это позволяет осуществить построение карт применимости различных МВ с помощью следующего алгоритма: дискретизация области простирания пласта, т.е. покрытие ее по заданному правилу системой узловых точек (узлов); определение в каждом узле значений всех необходимых для последующего анализа геолого-физических параметров и построение карт распределения этих параметров в пределах контура нефтеносности; расчет коэффициента применимости данного МВ в каждой из узловых точек и построение карты применимости указанного метода воздействия в данных геолого-физических условиях. После осуществления этой операции производится выбор наиболее перспективных с точки зрения будущего проекта МВ с помощью решения следующей задачи:

МВ: (Cj , Gj (Cj )) 'Vmax',

где Cj интегральный коэффициент применимости j-го МВ по запасам Gj = Gj(Сj); Gj (Сj)

запасы, которые могут быть вовлечены в разработку с применением j-го МВ с коэффициентом применимости не меньше Cj.

МУН на месторождении Русском

На сегодняшний день не выработано понимания оптимального воздействия на пласт на Русском месторождении. По результатам гидродинамического моделирования при извлечении нефти в режиме истощения пласта коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает первых процентов.

Чтобы положительно ответить на вопрос применимости того или иного метода увеличения нефтеотдачи на Русском месторождении, следует учесть как геологические и физико-химические особенности его продуктивных пластов, так и влияние выбранной технологии на зону многолетнемерзлых пород.

Особенности строения

Высокая вязкость нефти (200-350 сПз) обуславливает многократное преимущество подвижности водной фазы относительно нефтяной;

1.Массивная газовая шапка (до 100 м) и обширные водонефтяные зоны резко понижают эффективность традиционных тепловых методов воздействия для месторождений высоковязких нефтей в связи с неопределенностью теплопотерь (паровой и газовый вертикальные дренажи, закачка пара и др.).

2.Сложное строение залежи. вызванное блоковой тектоникой, ставит под вопрос эффективность охвата системы разработки, а также повышает вероятность возможных прорывов газа и прочих агентов на гранил ах блоков.

3.Высокая мощность (до 105 м) и расчлененность продуктивных пластов определяет необходимость корректного размещения в плане и разрезе скважин воздействия и добычи для достижения поддержки пластового давления.

4.Слабая сцементированность песчаных коллекторов строго определяет критическое забойное давление, после которого начинается пластическая деформация призабойной части пласта и безвозвратная потеря продуктивности.

5.Наличие слоя многолетнемерзлых пород (до 500 м). Небезызвестный факт, что на месторождениях высоковязких нефтей частой практикой являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи, что сопровождается рядом ограничений:

a. оборудование скважины должно быть сконструировано с учетом контроля теплопотерь и вероятного растепления многолетнемерзлых пород (ММП) в процессе эксплуатации;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

b.согласно статистике, наиболее интенсивное растепление пород наблюдается для нагнетательных скважин в первый год эксплуатации. В случае наличия в интервале ММП песчаных коллекторов, как в данном случае, происходят гораздо большие теплопотерии и растепление вблизи поверхности и устья скважины (на 1-2 года раньше) в сравнении со случаем, когда область ММП однородна и заглинизирована:

c.в прискважинной области ММП могут присутствовать гидраты, которые в результате растепления могут привести к осложнению процесса бурения и эксплуатации, например, возникновению газопроявлений;

d.наибольшую неопределенность и решающее значение в процессе растепления представляют состав, насышенность и теплопроводность горных пород, расположенных в интервале ММП.

Наличие нескольких зон с различными свойствами потенциально предполагает применение различных технологий добычи нефти для каждой из таких зон. При этом следует учитывать, что применение одних методов может исключать или сильно изменять в последующем эффективность применения других.

Видение оптимальной схемы разработки месторождения сильно менялось в процессе получения о месторождении новых данных. К 1985 году было получено представление об эффективности закачки ненагретой воды и внутрипластовом горении на единичном элементе разработки. При реализованных отборах влияние термических методов на растепление многолетнемерзлых пород (ММП) считалось не значительным.

Спустя 25 лет потенциально эффективными методами были признаны ненагретая и горячая вода, полимеры, термощелочь, водогазовое воздействие, в то время как воздействие паром из-за наличия мощной газовой шапки, отсутствия выдержанных глинистых перемычек между нефтенасыщенной и газонасыщенной частями пласта, а также технологическими сложностями реализации метода было отклонено.

Детальное изучение геологии месторождения выявило, что заводнение возможно не во всех областях. Мощной нефтенасыщеной части разреза в некоторых зонах настолько мала по сравнению с газо- и водонасыщненными, что вероятность миграции воды в нецелевые области имеет слишком высока.

На рис. 40 обозначены основные рекомендации по оптимальной разработке Русского месторождения. полученные разными проектными институтами.

рис. 26 Варианты разработки месторождения Русское

Анализ выбора метода заводнения за рубежом.

МУН на месторождениях вязких нефтей Канады.

Месторождения Канады характеризуются высокой предсказуемостью (90% для эксплуатационного бурения). Чаше газовая шапка отсутствует. Вязкость нефтей колеблется от 2000 сПз до 100 000 сПз. Для нефтей менее 10000 сПз основным методом

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

добычи является холодная добыча с песком. Месторождения работают, как правило, на истощении, с применением винтовых забойных двигателей. Обычно вынос песка з течение первых 3-4 месяцев достигает 60%. затем содержание песка падает, производится подъем, замена оборудования, спускается новый насос. Термические методы применяются при вязкости более 100 000 сПз.

В случае если холодная добыча оказывается неэффективной, то применяется либо добыча за счет гравитации (SAGD), либо закачка специальных агентов-расширителей (VAPEX). Последний способ значительно дешевле, поскольку не требует закачки пара с поверхности. Объединением этих двух методик является SAS, когда в скважину закачивается и расширяющийся агент и пар. Методы рекомендованы для тонких пластов или пластов с подошвенной водой, когда энергии пласта недостаточно. Однако необходима хорошая гидродинамическая связанность двух горизонтальных скважин. В случае если между скважинами имеются глинистые перемычки, высока вероятность, что методы себя не оправдают. В отличие от геологии Русского месторождения, канадские аналоги имеют малую расчлененность.

На Русском данные методы можно рекомендовать только для зон с проблематичными запасами, имеющими значительную газовую шапку и подошвенную воду, но не как основной метод воздействия.

МУН на месторождениях вязких нефтей Китая.

Месторождения Китая сложены, в основном, прибрежно-морскими фациями. Преобладают дельтовые и озерные конуса выноса. Хотя вязкости не столь высоки, как, например в Канаде, преобладающим методом является паротепловое воздействие, на его долю приходится 85% всех МУН. Основной причиной, по которой наиболее часто применяется паротепловое воздействие, является малая эффективность применения циклической закачки. Часто в результате использования этого метода происходило резкое падение добычи без ее последующего восстановления, что было связано с недостаточной энергией пласта. OSR (отношение добытой нефти к объему закаченного пара) составляло

0.49 — 0.1663.

Паротепловое воздействие позволило добиться экономически приемлемых результатов. Были выделены ограничения, в случае которых данный метод не рекомендован. К ним относятся:

неоднородность пласта:

высокая вертикальная анизотропия;

латеральная неоднородность (особенно в условиях русловой седиментации). Следует отметить, что после применения циклической закачки пара этот метод также малоэффективен. На месторождении Русское не соблюдаются и прочие ограничения. Залежь обладает высокой расчлененностью, из чего следует слабый охват по вертикали в случае применения данного метода.

Наиболее успешным применение данного метода могло бы быть в зоне нефтяной оторочки, не покрытой газовой шапкой. Однако подошвенная вода в этой части месторождения обладает максимальными эффективными толщинами. Эффективность применения паротеплового воздействия может быть снижения за счет высокой теплоемкости воды.

МУН на месторождениях вязких нефтей США.

В США месторождения тяжелых нефтей встречаются в штатах Калифорния, Вайоминг, Техас. Их геология близки к геологии Русского месторождения: высокая расчлененность по разрезу, наличие зон с несогласным залеганием пластов, поверхности размыва. Нефти многих месторождений обладают вязкостью 160-200 сПз. Эффективные толщины изменяются в пределах от метров до десятков метров.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Результаты анализа по месторождениям тяжелых нефтей США представлены на рисунке 41. Для полимерного заводнения сложно выделить зоны успешного и неуспешного применения метода. Однако видно, что метод редко применяется с условиями схожими с условиями Русского месторождения. Закачка щелочи имеет только один положительный эксперимент. В остальных случаях добыча была ниже ожидаемого уровня, и метод был признан неэффективным.

Закачка воды традиционно считается эффективным методом воздействия, но с ростом вязкости эффективность метода заметно снижается. Для вязкостей 150 сПз и более положительный результат применения заводнения водой очень ограничен.

Согласно статистике, наиболее достоверно выделяется область успешного применения методы закачки в пласт углекислого газ. Диапазон применения очень близок к свойствам месторождения Русское. Однако в условиях Русского месторождения метод не испытан. Метод совместим с заводнением и может также использоваться как один из вариантов утилизации попутного газа. Смешиваемость нефти с углекислым газом значительно выше, чем с попутным газом и не достигается в данных пластовых условиях. В отличие от полимерного заводнения и закачки воды, эффективность метода с ростом вязкости возрастает. Ограничением является температура, с ростом которой уменьшается концентрация газа в нефти. Неблагоприятным, но не критичным, является наличие газовой шапки.

рис 27. Статистика успешности применения МУН в США

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Методы увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов

Существующие эффективные технологии увеличения нефтеотдачи в подавляющем большинстве являются с одной стороны сложными, а с другой – дорогими. Если принять запасы за 100%, то распределение нефтеотдачи будет следующее:

первичные методы (естественные режимы) – 15 %;

вторичные методы (заводнение) – 20 %;

третичные методы (МУН) – 25 %;

Причем оставшиеся 40 % будут составлять остаточную нефть.

Ниже будут рассмотрены основные направления работ по повышению нефтеотдачи как в России, так и в мире в целом.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Наиболее активное развитие получили тепловые, газовые и физико-химические технологии. Причем почти 2/3 дополнительно добытой, за счет методов увеличения нефтеотдачи (МУН), нефти долгое время приходилось на тепловые технологии.

Внастоящее время существуют два понятия, которые не редко подменяют друг друга, хотя принципиально отличаются между собой. Это методы увеличения производительности скважин и методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Первый комплекс технологий (Improved oil recovery - в США) в основном ориентирован на улучшение фильтрационной характеристики пластов и включает обработки прискважинной зоны пласта различными химическими реагентами, композитными составами, растворителями, кислотами – соляной, карбоновыми, термогазохимическим методом, ГРП, горизонтальные скважины (ГС) и др.

Вторая группа технологий, (Enhanced oil recovery – в США), включает методы воздействия на пласт в целом для увеличения составляющих конечной нефтеотдачи – коэффициента вытеснения нефти из продуктивных пластов рабочим агентом и коэффициентом охвата воздействием.

Таким образом, методы увеличения нефтеотдачи определяют величину извлекаемых запасов, а методы увеличения производительности – скорость их отбора из залежей.

Такие понятия приняты и в мировой практике, и в частности в США. При этом следует отметить, что некоторые технологии, относящиеся к группе методов увеличения производительности скважин, в определенной степени положительно влияют и на величину нефтеотдачи. Это касается ГРП и горизонтальных скважин. При реализации этих технологий за счет трещин и горизонтальных стволов может обеспечиваться гидродинамическая связь между ранее изолированными целиками нефти, не редко даже не регистрируемыми ГИС. В таких случаях ГРП и бурение ГС и БТО, естественно, способствует увеличению КИН.

Внастоящее время единой общепринятой классификацией методов увеличения нефтеотдачи пока нет. Но основными крупными элементами такой классификации, т.е. группами методов, являются:

1.Физико-гидродинамические методы (нестационарное заводнение, барьерное заводнение, форсированный отбор жидкости);

2.Физико-химические методы (закачка водных растворов ПАВ, полимеров, серной и карбоновых кислот, щелочи, отходов нефтехимического производства и т.д.);

3.Газовые методы (закачка углеводородных газов, СО2, азота, дымовых газов);

4.Тепловые методы (закачка теплоносителя, внутрипластовое горение: сухое, влажное, сверхвлажное, термощелочное заводнение);

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5.Волновые методы (гидравлические и поверхностные вибраторы, иплозия, акустическое воздействие);

6.Микробиологическое воздействие (закачка в скважины штаммов специальных бактерий с питательной средой);

7.Электровоздействие;

8.Ядерная энергия (применение ядерных взрывов).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Осредненная по данным многих месторождений экспериментальная зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллекторов имеет вид, представленный на рис.1:

Рисунок 1. Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости коллектора

В сущности можно выделить две группы факторов, которые определяют величину остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов:

1.Неуправляемые факторы;

2.Управляемые факторы.

Кнеуправляемым факторам относятся естественные геолого-физические характеристики нефтяной залежи, а именно:

Тип коллектора и его фильтрационная характеристика;

Литологический состав породы;

Физические свойства коллектора; параметрические характеристики , удельная поверхность;

Микронеоднородность пористой среды по размеру поровых каналов, определяющая коэффициент вытеснения нефти водой;

Фильность породы;

Физико-химические свойства пластовых флюидов;

Макронеоднородность пластов (слойность, зональность, тектонические нарушения и т.д.);

Фазовое состояние углеводородов;

Термобарические условия продуктивного пласта;

Угол наклона пласта;

Соотношение размеров УНЗ и ВНЗ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Знание указанных факторов необходимо на стадии прогноза показателей разработки, но еще более важно для обоснования технологий доизвлечения остаточной нефти.

К управляемым факторам относятся:

Способ им схема воздействия на пласт;

Размещение добывающих и нагнетательных скважин;

Соотношение вязкости воды и нефти;

Темпы обора жидкостей;

Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин;

Фильность породы;

Способы регулирования процесса разработки;

Искусственно создаваемая трещинность пласта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Физико-гидродинамические методы

По технологии осуществления и степени воздействия гидродинамических МУН классифицируют на две группы:

Группа 1. К этой группе относятся простые технологии реализации и более слабые по эффективности методы. Это методы нестационарного заводнения, без изменения системы разработки. С участием как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Группа 2. К этой группе относятся методы, предусматривающие изменение системы разработки и размещения скважин с целью вовлечения в эксплуатацию ранее недренируемых и слабодренируемых запасов нефти.

Рассмотрим первую группу методов.

При реализации нестационарного (циклического) заводнения предусматривается самостоятельная программа работы:

по нагнетательным скважинам:

повышение давления нагнетания;

циклический режим работы (увеличение, уменьшение, прекращение закачки в периодическим режиме);

перераспределение расходов закачиваемой воды по группам скважин с целью изменения направления фильтрационных потоков (ИНФП);

избирательная закачка воды в низкопроницаемые разности пластов;

одновременно раздельная закачка воды в разные пласты;

воздействие на ПЗП (ГРП, волновые воздействия, гидроимпульсное воздействие, поинтервальный СКО и т.д.).

по добывающим скважинам:

изменения темпов отбора пластовой жидкости, как по отдельным скважинам, так и по группам скважин;

форсированный отбор пластовой жидкости;

циклическая работа, как отдельных скважин, так и групп (пуск, временная остановка отдельных скважин);

одновременно – раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах разработки;

оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлением.

изоляционные работы;

системная обработка ПЗП (ГРП, дострел, перестрел, волновое и акустическое воздействие и др.).

Вторая группа методов включает:

организация очагового заводнения;

перевод скважин с одного объекта на другой;

организация барьерного заводнения.

Кобъектам гидродинамического воздействия относятся части пласта, отделенные от других частей естественными (литологическим, тектоническим и т.д.), или искусственными границами (блоки блоковой системы заводнения, линзы), самостоятельные участки, подгазовые и ВНЗ отделенные от чистонефтянных и чистогазовых рядами нагнетательных скважин.

Рассмотрим механизм циклического заводнения. Метод циклического заводнения был предложен М.Л. Сургучевым и В.А. Бочаровым.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологическими параметрами процесса циклического заводнения являются: 1. Относительная амплитуда колебаний расхода нагнетательной воды – b

(1)

где Qi3 – min или max уровни закачки в зависимости от фазы ЦЗ, Q03 – средний темп нагнетания,

i – номер цикла ЦЗ (i =1,2,...,n).

Видно, что для b=1 расход закачиваемой воды следует увеличивать в 2 раза, а в период паузы – прекращать закачку воды. Обычно b=0,6 – 1,0.

2. Относительное время начала ЦЗ - *

Метод ЦЗ начинают применять обычно уже на III стадии разработки месторождения (спустя примерно 10 лет после ввода месторождения в разработку). Для получения максимального эффекта ЦЗ следует начинать в начальной стадии разработки месторождения. На поздней стадии эффект от ЦЗ практически отсутствует.

(2)

Где t* и tпр – длительность эксплуатации объекта при заводнении и до момента прорыва воды при обычном заводнении по слою с проницаемостью Ki.

3. Коэффициент удержания воды -

(3)

Где V1 – объем воды, вошедший в малопроницаемый пласт в полуцикле повышения давления,

V2 – объем воды, вышедшей из малопроницаемого пласта в полуцикле понижения давления.

Обычно =0,7 – 0,8.

4.Проницаемость пласта

5.Степень гидравлической изолированности слоев –

ЦЗ является эффективным при 0,4 – 0,5.

6.Нефтенасыщенность пласта - Sн

Исходные уравнения фильтрации при ЦЗ для двухслойного пласта имеют вид:

(4)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Где hi – толщина i-го слоя (i=1,2);

si – текущая водонасыщенность;

Св, Сн – коэффициент объемной упругости воды и нефти; t – продолжительность цикла;

Pi – давление жидкости в i – м слое.

При построении модели двухслойного пласта определяют величину математического ожидания для всей имеющейся выборки значений проницаемости.

(5)

Затем выборку разбивают на два слоя. К первому слою относят разности с проницаемостью выше Кср, а ко второму – ниже Кср. Для каждого слоя определяют среднее значение проницаемости, соответственно К1ср и К2ср, причем К1ср К2ср. Толщины

каждого слоя равны h1 и h2. В результате находим

Относительные толщины слоев будут равны:

Причем

Если h1=h2, то К1+К2=2

Мерой неоднородности является выражение

(6)

1)Нагнетание воды

2)Перераспределение давления, в результате вода во 2м цикле внедряется в

низкопроницаемый слой, работает закон капиллярного вытеснения. Вода внедряется до того, как Р выравняется, как выравнялось – нагнетание возобновляется. Цикл повторяется.

Критерием нестационарного процесса ЦЗ является относительная частота циклов

(7)

Где = 2 – относительная частота циклов;р – рабочая абсолютная частота колебаний расхода;

- коэффициент пьезопроводности, * =mC;

l – расстояние от линии нагнетания до линии отбора; с – коэффициент упругости породы и жидкости.

Относительная частота смены циклов =2 обеспечивает завершение распределения пластового давления и достижения максимальных перетоков жидкости по длине пласта.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тогда длительность полуцикла будет равна:

(8)

(9)

Анализ формулы (9) показывает, что чем меньше пьезопроводность пласта, т.е. чем хуже упругая характеристика породы, тем большей должна быть рабочая частота циклов.

Расчетная диаграмма длительности полуциклов ЦЗ в зависимости от расстояния между линиями нагнетания и отбора l и пьезопроводность коллектора æ показана на рис.

1.

Расчетная дополнительная добыча нефти от ЦЗ в зависимости от относительного времени начала процесса. Видно, что чем позже начинается ЦЗ, тем меньше прирост в добыче нефти. Положительным фактором является неоднородность пластов. В более неоднородном пласте прирост дебита выше (рис. 3.) Чем выше мера неоднор-ти, тем прирост дебита больше (но незначит)

Рисунок 1. Диаграмма определения длительности полуциклов ЦЗ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов

Тепловые методы извлечения нефти из продуктивных пластов в настоящее время рассматриваются как одно из важнейших направлений разработки нефтяных месторождений со средней и высокой вязкостью нефти. Это обусловлено современным состоянием классификации запасов нефти, так и огромным количеством открытых и пока еще не разрабатываемых залежей высоковязких нефтей и битумов. По нашим оценкам в мире открыто таких запасов в количестве около 1 трилл.т. Они находятся в основном (более 50 %) в Канаде, Венесуэлле, США и России.

Сущность теплового воздействия на пласт с целью добычи нефти состоит с одной стороны во введении (создании) и переносе тепловой энергии по пласту, а с другой – в отборе нефти из пласта. Таким образом, здесь соприкасаются две области науки – термодинамика и подземная гидравлика.

Используемый источник пластовой энергии, способ подвода тепла к пласту и характер применяемого теплоносителя существенно влияют на технологию тепловой обработки залежи.

Принципиально существует два основных направления данной технологии: первое

– закачка в пласт теплоносителя, получаемого на поверхности – это закачка горячей воды, пара и парогаза. (рисунок 1) Генератором тепла являются водогрейная установка и парогенераторы (рисунок 2); второе – генерация тепла в пласте за счет окисления нефти кислородом закачиваемого воздуха – метод внутрипластового горения.

Рисунок 1. Вытеснение нефти паром и горячей водой.

Третьим развивающимся направлением является применение термохимических технологий – воздействие на нефтесодержащий пласт теплом и химическими реагентами.

Основой тепловых методов составляют следующие эффекты, определяющие механизм нефтеотдачи:

резкое снижение вязкости нефти при увеличении температуры;

изменение структурно-механических свойств фильтрующихся жидкостей;

уменьшение поверхностного натяжения на границе фаз и снижение толщины граничного слоя;

изменение смачиваемости и водонасыщенности;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

увеличение коэффициентов вытеснения нефти и охвата пласта воздействием.

Рисунок 2. Парогенераторы

Преимущества и недостатки тепловых методов.

Кпреимуществам тепловых технологий следует отнести:

вовлечение в разработку залежей, которые не могут быть эффективно выработаны традиционными методами. Это основное преимущество метода;

повышение нефтеотдачи пластов, в том числе и обводнившихся;

возможность применения, как для терригенных, так и карбонатных пластов. Недостатками тепловых технологий являются:

требуются дополнительные звтраты на добычу нефти по сравнению с традиционными технологиями нефтеизвлечения. Так при закачке пара на производство 12 тонн пара необходимо израсходовать (сжечь) 1 тонну нефти;

неполное использование введенного в пласт и генерированного в нем тепла;

значительные (20 % и более) потери тепла за счет теплопроводности горных пород. Причем с уменьшением скорости ввода тепла теплопотери увеличиваются;

возможность применения при существующих технических возможностях до глубины порядка 1500 м.

Эффективность тепловых технологий зависит, как от природных, так и технологических факторов.

К природным факторам относится правильный выбор объектов для осуществления технологии.

Технологические факторы включают:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

темп закачки теплоносителя, с увеличением темпа ввода теплоносителя в пласт нефтеотдача пласта увеличивается;

применение тепловых оторочек. Проблема состоит в обосновании оптимального размера оторочки, который обеспечит экономически выгодные условия процесса нефтеизвлечения;

исключение потерь тепла в окружающие горные породы.

Остановимся на вышеуказанных технологиях более подробно.

Как говорилось выше теплоносителем могут быть горячая вода, пар и парогаз. Механизм нефтеотдачи при закачке теплоносителя гораздо сложнее, чем при

традиционном методе заводнения. Это обусловлено проявлением следующих физических явлений:

1.Существенное снижение вязкости пластовой нефти при увеличении температуры;

2.Увеличение объема нефти в пласте за счет термического расширения;

3.Увеличение проницаемости коллекторов за счет обратного растворения в нефти отложений парафина и смол;

4.Увеличение охвата пласта воздействием за счет процесса теплопередачи;

5.Увеличение дебитов скважин по нефти;

6.Предотвращение охлаждения прискважинной зоны пласта в случае заводнения холодной водой залежей высокопарафинистой нефти.

Метод закачки горячей воды был предложен еще в 1950-х годах, негнетание в пласт горячей воды для увеличения нефтеотдачи характеризуется незначительными объемами внедрения и в основном на неглубоких залежах нефти.

Распределение температуры и водонасыщенности в пласте при закачке горячей воды показано на рис 3:

Рисунок 3. Распределение температуры и водонасыщенности в пласте при закачке горячей воды.

При закачке горячей воды в пласте выделяется две температурные зоны: с температурой выше

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3. Нагнетание пара

H – глубина скважины, м; t – время.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Характер зависимости энтальпии водяного пара в фунуции давления и степени сухости показана на рис. 5:

Рисунок 5. Характер зависимости энтальпии водяного пара от давления и степени сухости.

Из представленных данных видно, что:

в интервале давлений от 10 до70 бар при x=1 энтальпия водяного пара практически неизменна и составляет около 665 ккал/кг с точностью до 1%;

энтальпия смеси для x=0.8 постоянна при давлениях от 25 до 100 бар и составляет 585 ккал/кг;

увеличенные теплосодержания смеси с возрастанием давления не очень существенно и не оправдывает риска на повышение термонапряженности

конструкции парогенератора.

Закачка пара в пласты осуществляется по различным технологиям:

непрерывная закачка пара;

создание в пласте оторочки пара и продвижение ее по пласту водой;

циклические паротепловые обработки ПЗП добывающих скважин;

закачка пара с добавкой растворителя и химических реагентов.

Определить фазовое состояние теплоносителя на забое нагнетательной скважины, можно по формуле Руша:

tкип 100 410P , [0С]

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 9.

Нагнетательная скважина SAGD.

Оптимальные условия для применения данной

технологии:

Мощность песка: от 20 до 40 метров;

Пористость: между 33% и 34%;

Насыщение нефтью: между 80% и 90%;

Хорошая вертикальная проницаемость.

Методы повышения эффективности технологии SAGD

Использование наблюдательных скважин;

Сейсмика в формате 3D и 4D.

Преимущества SAGD являются следующие аспекты:

При правильных условиях может обеспечивать добычу на уровне 50% или более от начальных геологических запасов;

Процесс непрерывной добычи.

Недостатки SAGD:

Необходимо наличие чистых непрерывных песков для достижения высокого уровня добычи.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Циклическое паротепловое воздействие на пласт

Циклическое воздействие на продуктивные пласты паром проводится в добывающих скважинах на залежах высокой вязкости нефти. При этом существует ряд технологий: обычные паротепловые обработки скважин (ПТОС), показанные на рисунке 1; термоциклическое воздействие, блоко-циклическое воздействие (с изменением направления движения пара) и др.

Рисунок 1. Паро-циклические обработки скважины

Cyclic Steam Stimulation (CSS).

добывающую скважину в течение нескольких недель;

После окончания закачки пара скважина переводится в режим добычи. Нагретая нефть откачивается насосами на поверхность;

Цикл повторяется всякий раз, когда уровень добычи падает;

На старых месторождениях один цикл может проводиться в течение > 24 месяцев.

На основании отечественного и мирового опыта экономически целесообразными являются 5-6 циклов.

Преимущества CSS:

Требуется 1 ствол скважины, что сокращает капитальные вложения;

Подходит для более тонких переслаивающихся пластов, которые не подходят для использования технологии SAGD;

Часто используется при кустовом бурении. Недостатки CSS:

Более низкие уровни добычи по сравнению с технологией SAGD;

Прерывистый режим добычи.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Технологический процесс при ПТОС показан на рис. 2:

Рисунок 2. Схема технологического процесса при паротепловых обработках добывающих скважин.

Критериями применения ПТОС являются:

плотность сетки скважин – до 2 га/скв;

толщина пласта – более 10 м;

нефтесодержание коллектора – более 0.5;

вязкость нефти – более 30 мПас.5).

Блочно-циклическое воздействие осуществляется по следующей схеме. Месторождения разбивается на блоки. Закачка пара осуществляется в скважины,

расположение в шахматном порядке. При этом предусматривается:

закачка пара в паронагнетательные скважины;

закрытие скважины для завершения процесса капиллярной пропитки низкопроницаемых разностейпласта;

изменение направления движения пара за счет перевода паронагнетательных скважин в добывающие и наоборот;

регулирование работы скважин.

Схема распределения температуры в линейном пласте при закачке пара показана на рис.3:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 3. Распределение температуры в пласте при закачке пара.

Рисунок 4. Распределение температуры в пласте при закачке пара

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Внутрипластовое горение

Метод внутрипластового горения для извлечения тяжелых высоковязких нефтей связывают с идеей Д.И.Менделеева о подземной газификации углей, высказанной в 1888 году.

Государственного исследовательского нефтяного института (ГИНИ) было установлено, что:

1.Нефтенасыщенный пласт песчаника можно поджечь;

2.Процесс окисления нефти можно поддерживать путем закачки воздуха;

3.Зону горения можно перемещать по пласту;

4.Пласт, подверженный горению полностью отдает нефть.

Первые попытки осуществить процесс внутрипластового горения были предприняты в 1934 году сотрудниками ГИНИ А.Б.Шейнманом и К.К.Дубровай на Нефтяно-Ширванском месторождении Краснодарского края по рекомендации И.М.Губкина.

Месторождение было открыто в 1909 году. Глубина залегания продуктивного горизонта «Е» составляла 75-80 м. Коллектор был представлен песками и имел толщину 12-19,5 м. Начальные дебиты были высокие. Скважины работали фонтанным способом. Плотность нефти равнялась 847 кг/м3. Всего было пробурено 124 скважин. К 1926 году месторождение истощилось.

Для проведения опытных работ был выбран участок площадью 4 га, на котором находилось 2 скважины.

Затем пробурили еще 3 скв., глубиной 100 м: нагнетательную и две на расстоянии 6 и 21 м от нее к востоку по прямой линии. С целью проведения пробного испытания на площади участка пробурили 5 скв. глубиной 5-6 м на пласт ”Ширванские колодцы”, толщиной около 15 м. Так как пробные испытания прошли успешно, то затем перешли на более объект – горизонт Е.

Схема опытного участка показана на рис. 1:

Рисунок 1. Схема опытного участка по испытанию процесса внутрипластового горения на Нефтяно-Ширванском месторождении (горизонт Е).

Все три новые скважины до начала процесса были “сухие”.

Техническое обеспечение работ включало компрессорную станцию с тремя компрессорами производительностью 7190 м3/сут каждый, вакуум – станцию (2 вакуумнасоса).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Согласно технологии, сообщаемость между нагнетательной скважиной №1 и добывающей №3 установилась путем закачки воздуха в нагнетательную скважину и отсоса из двух других (№2 и №3).

Для зажигания пласта после достижения сообщаемости между скважинами использовали три технологии:

зажигание древесным углем (угольные брикеты в количестве 60-70 кг и закачке воздуха с расходом 550-600 м3/час);

углем с подачей жидкого топлива;

нагретыми до 250-300 0С газами из устьевой топки.

Вначале окислительного процесса судили по росту устьевого давления в нагнетательной скважине и снижении концентрации кислорода в газе из скв.№2.

Врезультате в скв.№3 был получен столб нефти высотой 4 м, который восстанавливался после оттартывания. Из скв.№2 и №3 был получен газ и дистилляты. В 1 м3 газа содержалось от 200 до 230 г бензина.

Процесс ВГ на опытном участке был остановлен из-за ограниченных технических возможностей.

Результаты этого промыслового эксперимента оцениваются как крупное научнотехническое достижение и первый в мире практический опыт осуществления технологии внутрипластового горения несмотря на то, что в полной мере задачи эксперимента решить не удалось.

Главный результат работ состоял в том, что процесс внутрипластового горения возможен и технически осуществим в залежах тяжелой нефти.

Горение - это процесс окисления. В пласте происходит беспламенное горение. Скорость реакции окисления нефти кислородом воздуха W описывается законом Аррениуса (1889г.):

кгО2

где W – скорость реакции окисления, кгНефти с ;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 2. Концентрация топлива в нефти.

Область, где происходит непосредственно окислительная реакция по размерам является, небольшой и по фактическим замерам в процессе опытно-промышленных работ на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае составляет около 0.5 м. Эту зону считалось «фронтом горения». Минимальная скорость «фронта горения» для поддержания окислительной реакции должна быть более 0.02-0.05 м/сут.

Существует несколько технологий реализации внутрипластового горения. Вопервых, ВГ бывает прямоточным, когда векторы перемещения фронта горения и закачиваемого воздуха совпадают, и противоточным, когда указанные векторы направлены в противоположные стороны. Во-вторых, ВГ может реализоваться как сухое (закачивается в пласт только воздух), влажное (вместе с воздухом в пласт закачивают воду в количестве 1-3 л/м3 – этот показатель называется водовоздушным отношением) и сверхвлажное (вместе с воздухом закачивается вода в количестве более 3 л/м3).

Рисунок 3. Распределение температуры в пласте при сухом внутрипластовом горении.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основными положительными соторонами при внутрипластовом горении являются:

Высокий КИН до 50 %;

Самогенерация тепла в пласте.

Однако есть и отрицательные стороны:

Трудности контроля и управления процессом;

Вязкость <2000;

Проницаемость > 100 мД;

Сложности при наличии газовой шапки;

Чувствительность к неоднородности пласта;

Глубина >100 м;

Нефтенасыщенность > 50%.

Впоследнее время известная технология внутрипластового горения THAI (Toe-to- Heel Air Injection), показанная на рисунке 5. Основными особенностями данной технологии являются:

Сочетание вертикальной воздухо-нагнетательной скважины с длинной горизонтальной добывающей скважиной;

Пар нагнетается в течение порядка 3-х месяцев, затем проводится закачка воздуха, который вызывает горение или воспламенение (продвижение из расчёта 25 cм в сутки);

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нагрев в пределах от 400 до 600º C вызывает спекание и термический крекинг или облагораживание нефти.

Рисунок 5. Технология внутрипластового горения THAI.

Преимуществами технологии THAI являются следующие аспекты:

Применяется на тонких пластах (>10 м,) когда применение технологии SAGD не эффективно;

Газ в верхней части и вода в нижней части более не являются определяющими факторами;

Тонкие глинистые линзы более уже не являются препятствием, поскольку полученная высокая температура способна преодолеть глину в отличие от технологии SAGD, где глина выступает в роли барьера

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 1.

На рис.2 показана гипотетическая диаграмма состояния ПАВ – растворитель в зависимости от температуры. Критическая концентрация мицеллообразования – это точка КРАФТА, линии 1, 2, 3 – линии фазовых переходов.

Рисунок 2. Гипотетическая диаграмма состояния системы ПАВ – растворитель.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1 – линия молекулярной растворимости, 2 – граница между МЦР и молекулярным раствором (МКР), 3 – граница раздела состояний макрофаза ПАВ-МЦР, ККМ – критическая концентрация мицеллообразования – точка Крафта.

Схема вытеснения нефти МЦР показана на рис. 3:

Рисунок 3. Схема вытеснения нефти МЦР

1 – исходное состояние нефте – и водонасыщенности, 2 – нефтяной вал, 3 – водяной вал, 4

– оторочка МЦР, 5 – буфер подвижности, 6 – вода.

Видно, что в пласте образуются несколько зон, в том числе валы нефти и воды. Для увеличения охвата пласта процессом вытеснения вслед за оторочкой МЦР закачивается буфер подвижности – обычно полимерные растворы. Такая технология называется мицеллярно-полимерным заводнением.

Условием устойчивости процесса вытеснения является соотношение:

(2)

Главной особенностью МЦР является их способность к самобилизации, т.е. самопроизвольному растворению веществ в обычных условиях не растворимых в данном растворителе (нефть растворяется в смеси ПАВ+вода).

Эффективная вязкость МЦР больше, чем отдельных его составляющих.

Мицелла (уменьшительное от латинского mica – крошка, крупинка) – отдельная частица дисперсной фазы золя, т.е. высокодисперсной коллоидной системы с жидкой дисперсной средой.

Мицелла в целом электронейтральна. Она состоит из ядра и поверхностного слоя. У поверхности ядра расположены ионы адсорбционного слоя. В него входят все ионы одного знака и часть ионов другого (противоионы). Остальные противоионы образуют диффузионный слой, окружающий мицеллу в виде ионного облака.

Диффузионный слой препятствует сближению и агрегатированию (сцеплению) частиц в процессе броуновского движения.

Если обозначить молекулу мицеллообразующего вещества в виде волнистой линии (гидрофобный радикал) с кружочком на конце (гидрофильный радикал), то простейшие структурные типы мицелл можно представить следующими схемами (рис. 4.):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 4. Структурные схемы мицелл

1 – сферические мицеллы, 2 – цепочка мицелл.

Системы характеризуются критической концентрацией мицеллообразования. При высоких концентрациях сферические мицеллы (1, 3) превращаются в цепочки (2, 4) при разбавлении обратимо распадаются на составные части.

По результатам лабораторных исследований Д.П. Забродина для осуществления технологии размер оторочки МЦР должен составлять более 5 %, что обеспечивает коэффициент вытеснения нефти водой 100%.

Отрицательными моментами являются:

присутствие солей в пластовой воде и в породе, которая снижает вязкость МЦР;

использование дорогостоящих веществ для приготовления МЦР;

высокие требования к качеству воды – используется только пресная вода, попутная не годится;

раствор устойчив при концентрации NaCl -5-15 г/л;

требуется достаточно высокая плотность сетки скважин – 0,5-2 га/СКВ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для приготовления МЦР на скважине используется концентрат.

При закачке МЦР в гидрофильные коллекторы сначала идет вал нефти, а следом вал воды

– оторочка МЦР довытесняет нефть, оставшуюся после заводнения. Существует 4 основных типа МЦР:

Тип I – неравновесный раствор с высокой концентрацией ПАВ, растворим в воде и нефти;

Тип II – уравновешен с нефтью, растворим только в воде (поверхностное натяжение на границе с нефтью - 0,1 -0,001 мН/м, с внешней водяной фазой – 0);

Тип III – уравновешенный с водой и растворим только в нефти с внешней углеводородной фазой;

Тип IV – уравновешенный с водой и нефтью, не растворим ни в воде, ни в нефти. Характеризуется очень низким поверхностным натяжением.

Растворы с внешней углеводородной фазой содержат до 40 % углеводорода, более 5 % ПАВ; с внешней водной фазой – содержание воды может достигать от 40 до 95 %, углеводородов – 2 -50 %.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газовые методы

Первые работы, связанные с применением газообразных агентов для извлечения нефти из пластов появились в 1948-1949 гг. (М.А. Каменщиков, В.М. Фокеев, И.Н. Стрижов). Предлагался метод циркуляции газа высокого давления в истощенных пластах. В основе метода лежит процесс испарения компонентов нефти в закачиваемый газ (т.е. перевод нефти в газовое состояние).

Для реализации метода требовалось создание давления порядка 70 МПа. По сути – это сайклинг – процесс.

Промышленные испытания данного метода, с использованием СО2, были проведены в США в Техасе (метод САКРОК).

В последующие годы интерес к газовым методам стал увеличиваться. В качестве рабочих агентов использовали сначала углеводородные газы (сухой газ, обогащенный промежуточными компонентами С2 – С4 газ) а затем, когда природный газ стал товаром, стали применять азот, двуокись углерода, дымовые газы, в которых содержался СО2.

Рассмотрим некоторые технологии.

1. Вытеснение нефти сухим газом – метаном.

Первые работы в промышленных масштабах начали осуществлять в США на месторождении БЛОК -31 в Техасе (округ Керн), на месторождении Хасси – Мессауд в Алжире, в б. СССР на месторождении Долина (перепуск газа из метановой залежи), Озек

– Суат (XIII горизонт), Хоян – Корт.

Газовые методы применяют на залежах маловязкой нефти для снижения эффекта вязкостной неустойчивости процесса вытеснения нефти. Для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта при газовых методах необходимо создавать определенные термобарические условия, при которых реализуется механизм вытеснения с отсутствием сил поверхностного натяжения на границе фаз с образованием истинного раствора нефти и газа. В этом случае вытеснение нефти происходит при полном смешивании ее с рабочим агентом.

Согласно исследованиям Коха и Слобода (США, 1957 г.) давление смешиваемости углеводородного газа можно оценить по его зависимости от корреляционного фактора К:

(1)

где С7+ - молекулярная масса остатка С7+.

С уменьшением корреляционного фактора давление смешиваемости нефти с сухим газом – метаном увеличивается.

Экспериментальные исследования механизма вытеснения нефти сухим газом при высоком давлении были широко поставлены как в США, так и в нашей стране в институтах ВНИИ, ИГиРГИ, Грозный. На основе проведенных исследований сложились определенные представления о механизме процесса вытеснения нефти газом высокого давления.

При нагнетании углеводородного газа высокого давления в нефтенасыщенном пласте наяду с обычным гидродинамическим вытеснением между нефтью и газом происходит интенсивный обмен компонентами, с образованием на фронте вытеснения полной растворимости (смешиваемости) нефти и газа. Это происходит потому, что подвижность газа выше подвижности нефти и на фронте вытеснения происходит концентрация промежуточных компонентов (этан, пропан, бутан), перешедших из нефти в газ.

Следует различать два случая образования зоны неограниченной растворимости нефти и газа в пласте в зависимости от состава вытесняющего газа. В первом случае, когда закачивается сухой газ, источником промежуточных компонентов является нефть, а

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

во втором нагнетаемый газ. Первый процесс называется критическим вытеснением нефти сухим газом, а второй – критическим вытеснением нефти обогащенным газом.

Рассмотрим механизм критического вытеснения нефти сухим газом – это метод закачки газа высокого давления (ГВД). Для этого воспользуемся треугольной диаграммой Гиббса (рис. 1), где число компонентов системы нефть – газ сводится только к трем: газовые С1+N2, С2 – С6 и компоненты нефти тяжелее С6 –С7+.

Рисунок 1.

Механизм

критического вытеснения нефти газом высокого

критическая

точка, H - состав нефти, 1- двухфазная область.

Пусть закачиваемый газ –

метан с составом С1, а пластовая нефть имеет состав, определенный т.Н. Точка К – критическая точка на фазовой диаграмме. Прямая НС1 пересекает двухфазную область, т.е. газ состава С1 и нефть состава Н ограниченно растворимы. За счет растворения газ нефть меняет свой состав. В т. А нефть буде иметь состав, определенный точкой Д, а газ – точкой С. Газ состава С, опережает пластовую нефть Д и вступает в контакт с нефтью составом Н. состав смеси в т. В определяется составом жидкой фазы Е и газовой F. Обгоняя жидкую фазу, газ состава F начинает контактировать с нефтью состава Н. и так продолжается до тех пор, пока состав движущегося на фронте газа не доходит до критической точки К.

Аналогичный процесс происходит и в случае закачки обогащенного газа (рис. 2):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Поэтому в последние годы компании – операторы отказались от использования природного газа в качестве рабочего агента для увеличения нефтеотдачи пластов, заменив его на азот. Примером может служить уже упомянутый ранее проект закачки ГВД на месторождении Блок – 31. Реализация проекта на данном месторождении с использованием азота потребовала повышения давления до 29 МПа, чтобы обеспечить критические условия.

При осуществлении процессов закачки газа высокого давления и обогащенного газа в критических условиях в пласте между нефтью и газом образуется переходная зона

– зона смеси нефти и газа, играющая роль растворителя нефти.

Применение СО2

Интерес к СО2 годов был обусловлен тем, что это вещество обладает рядом положительных свойств в плане извлечения нефти: многократное снижение вязкости (особенно для высоковязких нефтей), увеличение

объема нефти при насыщении СО2, ведет к увеличению нефтенасыщенности пласта и, соответственно, фазовой проницаемости для нефти и как результат – увеличение дебита скважин. Кроме того за счет снижения поверхностного натяжения и образования ПАВ на границе с нефтью увеличивает эффективность вытеснения нефти из пласта. Двуокись углерода также предотвращает разбухание глин и снижает толщину граничного слоя нефти.

Технологии нефтеизвлечения с использованием СО2 (рис 2):

закачка карбонизированной воды;

закачка оторочки СО2, продвигаемой водой с ПАВ, оторочкой полимера и пресной водой;

попеременное нагнетание оторочек СО2 и воды;

непрерывное нагнетание СО2 и воды;

циклическая обработка скважин.

Вдиссертационной работе аспиранта кафедры РиНМ Нуфал Имада на основании анализа реальных проектов в мире были выделены следующие критерии эффективного применения технологии закачки СО2:

отсутствие на объекте газовой шапки;

коллектор может быть как терригенным, так и карбонатным;

глубина объекта должна быть более 600 м.;

вязкость нефти должна быть более 15 мПа*с;

давление нагнетания должно быть выше 7 МПа;

максимальная температура не должна быть выше 120 ˚С;

толщина пласта – 2 – 45 м;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

по проницаемости коллектора ограничений нет;

нефтенасыщенность пласта должна быть больше 50 %.

На основании результатов экспериментальных исследований на линейных моделях пластов с использованием теории планирования эксперимента было получено следующее уравнение регрессии для оценки коэффициента вытеснения нефти СО2:

,

Где [T]=[˚С]; [P]=[МПа]; [k]=[мкм2]; [Vат]=[%]

По результатам лабораторных исследований в нашей стране и за рубежом эффект от применения СО2 может достигать 20 %, по сравнению с обычным заводнением.

Вотечественной практике СО2 применяли при осуществлении заводнения карбонизированной водой на Березовской площади Армянского месторождения и на Козловском месторождении объединения «Куйбышевнефть». За рубежом – в США, Канаде, Венгрии, Франции и др. странах.

Внастоящее время в свете Киотского Договора по сохранению экологии Земли СО2 рассматривается как перспективный рабочий агент при водогазовом воздействии на пласт.

Известно, что около 40 % мировых запасов нефти сосредоточены в карбонатных коллекторах. Причем вследствие сложного строения карбонатов (трещины, каверны) их нефтеотдача обычно ниже, чем терригенных.

Из физических представлений, очевидно, что для улучшения фильтрационной характеристики карбонатных коллекторов необходимо использовать соляную кислоту, которая за счет химической реакции с породой увеличивает проницаемость продуктивного пласта. При этом основной задачей является увеличение глубины проникновения реагента в пласт.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Специалистами (С.О. Шерман, В.И. Гусев и др.) для условий поздней стадии разработки месторождений предложены вместе с АСК закачивать в пласты и кубовые остатки ректификации бутанолов. В этой случае уже в НКТ вследствие экзотермической реакции сульфатирования высших спиртов, содержащихся в кубовых остатках, образуются высокоактивные ПАВ – алкилсульфаты и сульфокислоты. Эти ПАВ способствуют вытеснению остаточной после заводнения нефти и обеспечивают прирост в нефтеотдаче 3-5 % по сравнению с обычным заводнением.

Позднее В.И. Ивановым и И.Л. Мархасиным была предложена технология получения сульфокислот для увеличения нефтеотдачи пластов. Совокупность сульфокислот является продуктом жидкофазного окисления легких углеводородов.

Оксидат – это промежуточный продукт производства монокарбоновых кислот. Смесь этих продуктов называется оксидатом. Сырьем для получения оксидата являются углеводороды С3-С12 (газовый бензин, газоконденсат). Оксидат состоит из муравьиной – НСООН (13-16 %), уксусной – СН3СООН (70-75 %), пропионовой – С2Н5СООН (7-8 %), масляной – С3Н7СООН (1-2 %), янтарной (7-8 %) кислот, растворителя (спирты, альдегиды, гидроперекиси, метилэтиленкетон) и воды.

Сущность метода состоит в следующем. Углеводородная часть оксидата (растворителя) снимает с поверхности карбонатной породы асфальто-смолистые отложения. Это создает условия для взаимодействия оксидата с карбонатной частью породы. При взаимодействии оксидата с карбонатной частью породы образуются: С2, соли карбоновых кислот. Реакция является экзотермической.

Основными элементами механизма нефтеотдачи является:

снижение вязкости нефти за счет растворения в ней СО2;

повышение эффективности вытеснения и охвата пласта воздействием за счет солей карбоновых кислот;

глубокое проникновение оксидата в пласт вследствие низкой реакционной способности кислот;

увеличение проницаемости пласта примерно на 40 % по сравнению с начальной при концентрации оксидата в растворе 50 %.

Оксидат является относительно дешевым агентом. На базе идеи использования готового оксидата на кафедре РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина В.И. Ивановым и В.И Кудиновым была предложена технология внутрипластового получения оксидата. С 1991 г. технология была реализована на Гремихинском, Мишкинском, Ишевском и других месторождениях Удмуртии. Она предусматривала инициирование экзотермической реакции окисления изомасляного альдегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты. Для предотвращения образования взрывоопасной смеси подача жидкости осуществлялась по затрубью с использованием забойного смесителя, воздух закачивают в НКТ.

Поверхностное натяжение на границе нефть – водный раствор оксидата для различных нефтей приведено в таблице 1.

Таблица 1. Поверхностное натяжение (мН/м) на границе нефть-раствор оксидата.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Применение оксидата как метода увеличения нефтеотдачи предусматривает 4

этапа:

Этап 1 – закачка оторочки оксидата для перевода неподвижной пленочной нефти в подвижную фазу. Кроме того карбоновые кислоты, входящие в состав оксидата, реагируют с карбонатной породой, освобожденной от блокирующей нефтяной пленки.

Водный раствор с нейтрализованной кислотной группой представляет собой высоковязкую систему (вязкостью 10-15 мПас), что способствует увеличению охвата пласта воздействием. Тепло, выделяющееся в результате экзотермической реакции обеспечивает увеличение проницаемости, пористости, а образовавшийся СО2 – снижению вязкости нефти.

Этап 2 – закачка нефтерастворителя (легкие углеводороды) для вымывания остаточной нефти из пласта.

Этап 3 – закачка оксидата.

Этап 4 – закачка воды для продвижения оторочки оксидата.

По результатам опытно-промышленных работ на ряде месторождениях Удмуртии достигаемая величина КИН составила 0.60-0.65.

Применение перекиси водорода.

В зарубежных источниках указывается что, будучи закачанной в пласт 10 % раствор перекиси водорода (Н2О2) в виде оторочки при разложении генерирует 1/3 часть теплоты, необходимой для перевода воды в паровую фазу. Так как продуктом разложения является вода и кислород, то последний окисляет углеводороды с выделением тепла, которого хватает для перевода воды в паровую фазу. Конечным продуктом является пар и СО2 которые проталкиваются далее по пласту вытесняющим агентом.

Для подвода перекиси водорода к пласту рекомендуется использовать гибкие трубы из нержавеющей стали или титана.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Микробиологические методы

В последние годы, в связи с активным развитием биотехнологических методов в различных отраслях промышленного производства, во многих нефтедобывающих странах развернуты масштабные исследования микробиологических методов воздействия на продуктивный пласт.

Биотехнологические методы воздействия на пласты можно разделить на два основных типа по месту генерации метаболитов (продуктов жизнедеятельности), оказывающих влияние на нефтевытеснение:

использование продуктов, полученных биотехнологическими методами на поверхности (в промышленных ферментерах);

развитие микробиологических процессов в пластовых условиях, с полу-

чением метаболитов непосредственно в пласте.

Микробиологические методы воздействия 2-го типа в свою очередь также могут быть подразделены на две основные группы по способу ввода микроорганизмов и питания. К первой группе следует отнести те методы, в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов и питательные вещества. Во вторую группу входят методы, реализация которых связана с использованием естественной микрофлоры (призабойной зоны, сформировавшейся при нагнетании пресной воды в ходе заводнения) с вводом питания с поверхности.

Вмногочисленных лабораторных экспериментах было показано, что положительное влияние на продуктивный пласт в ходе реализации микробиологических процессов можно объяснить комплексным воздействием таких продуктов метаболизма, как био ПАВ, кислоты, органические растворители (спирты и кетоны) и газы (СО2,СH4,N2), кроме того, микробная биомасса и синтезируемые микроорганизмами полисахариды могут существенным образом локально изменять фильтрационное сопротивление в зонах микробиологического воздействия, перераспределяя гидродинамические потоки.

Входе лабораторных исследований отмечается, что продукты микробного метаболизма изменяют химические и физические свойства нефти. В результате возможно улучшение вытесняющих свойств нагнетаемых флюидов, а также очистка с помощью

микроорганизмов прискважинных зон пластов от отложений парафинов, смол и асфальтенов.

Широко используются в промышленных микробиологических технологиях микроорганизмы p.Clostridium и p.Bacillus. Представители этих родов обладают значительным потенциалом, для использования в процессах воздействия на нефтяные пласты вследствие способности к спорообразованию. Споры обладают меньшими размерами по сравнению с вегетативными формами микроорганизмов, что способствует более эффективной (глубокой) микробиологической обработке прискважинной зоны пласта. Они более устойчивы к стрессовым изменениям внешних условий, которые неизбежны при закачке микроорганизмов с поверхности в нефтеносный пласт. Представители p.Clostridium продуцируют ПАВ, газы, спирты и кислоты, a p.Bacillus - ПАВ, кислоты и биополимеры.

В табл.1. приведен перечень продуктов микробиологического происхождения, воздействующих на свойства коллектора.

Таблица 1. Продукты микробиологического происхождения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основными показателями, характеризующими поверхностно-активные свойства биоПАВ, являются поверхностное натяжение водной фазы на границе с воздухом (ПН), снижение межфазного натяжения вода-углеводород (МФН) и величина критической концентрации мицеллобразования (ККМ). Исследованиями установлено, что многие биоПАВ способны снижать поверхностное натяжение водной фазы до 30 мН/м и МФН на границе вода-углеводород до 1 мН/м.

В качестве биоПАВ могут служить также промежуточные продукты окисления углеводородов, какими являются жирные кислоты длинных углеводородных цепей. Среди кислот С10-С17 наиболее активно снижают ПН и МПФ на границе воды и гексадекана жирные кислоты с длиной цепи 12-14 атомов С. Так например, насыщенный раствор (0,5 мг/л) раствор миристиновой кислоты (С14) снижает МПФ до 24 мН/м.

Величина ККМ биоПАВ варьирует от 0,01 до 1,5 г/л, фактор разбавления изменяется от 8 до 500.

Рассмотрим некоторые преимущества биоПАВ по сравнению с химически синтезированными ПАВ. Нефтяные сульфонатные растворы неустойчивы к солям и высокой температуре, а большинство биоПАВ стабильны в солевых растворах. Кроме

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

того, ПАВ, образованные микроорганизмами, легче поддаются биоразложению в силу своей биогенной природы, чем химически синтезированные ПАВ.

Существует два механизма, с помощью которых биополимеры могут увеличивать степень вытеснения нефти из коллектора. Первый механизм -увеличение вязкости воды, способствующее уменьшению ее текучести, что приводит к уменьшению разницы в подвижности воды и нефти и к уменьшению проницаемости коллекторских пород для загущенной воды. Второй механизм предполагает закупорку трещин и высокопроницаемых зон коллектора с целью уменьшить их проницаемость. Этот механизм может быть реализован коагуляцией биополимеров в растворе с образованием геля или введением вместе с водой микроорганизмов, образующих биополимеры, а также питательных веществ, для их развития.

По сравнению с широко используемым при заводнении полиакриломидом (ПАА) биополимеры имеют ряд преимуществ, расширяющих, в основном, области их применения (табл.2):

Таблица 2. Сопоставление показателей ПАА и биополимеров

Закупоривание трещин и высокопроницаемых зон коллектора, как это было указано выше, может быть осуществлено с помощью биополимеров двумя способами. Первый способ - коагуляция биополимеров в пласте. И синтетические полимеры и биополимеры могут коагулировать в пласте, если после нагнетания раствора полимера в пласт вводят раствор коагулирующих агентов, таких как ионы хрома или алюминия. Коагулированные полимеры образуют вязкие гели, которые можно использовать для закупорки высокопроницаемых пластов или отдельных зон пласта. Второй способ закупорки высокопроницаемых зон - получение биополимеров непосредственно в пласте путем ввода синтезирующих их микроорганизмов и соответствующих питательных растворов.

Ввод бактериального коагулянта в пласт и скорость прохождения бактерий через породу связаны и определяются размерами и геометрией пор, а также адсорбцией клеток поверхностью породы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Теоретически закупорка пор происходит в случаях, когда их размер приблизительно равен размеру бактерий - в среднем 0.1-5 мкм2. При большом объеме пор клетки могут задерживаться в сужениях порового пространства, происходит отсеивание клеток. Экспериментальными исследованиями показано, что проникновение бактерий через пористую матрицу или ее закупорка зависят главным образом от распределения размера пор. Лимитирующая концентрация бактерий, которая может вызвать прекращение инъекцируемости, таким образом, зависит от распределения размера пор вдоль образца. Если бактерии уже вошли в поровое пространство, они способны проникать далее и размножаться без значительного снижения проницаемости.

Процесс адсорбции клеток зависит от результатирующей сил взаимодействия между матрицей породы, жидкостями и клетками. Адсорбционные свойства породы взаимосвязаны с физико-химией поверхности, минеральным составом, определяющим заряд поверхности, и ее смачиваемостью.

Подвижные клетки в 6-8 раз быстрее распространяются в образце песчаника, чем неподвижные. Споры быстро диффундируют в породы благодаря малому размеру и меньшему заряду поверхности. Диффузия бактерий задерживается в случае большого размера клеток, склонности их к образованию скоплений, консорций, цепочек.

Адсорбция клеток зависит от гидродинамики потока, включая скорость закачки суспензии и режим потока жидкости в породе. При определенных условиях потока клетки суспензии оседают.

Микробиологические технологии используют главным образом на заводненных залежах.

Пилотные работы по воздействию на призабойную зону скважин микробиологическим методом с использованием биопрепарата "Деворойл" были проведены в 1993 г. на промыслах АО “Татнефть”. Успешность метода по 19 скважинам составила 56%. Увеличение дебита добывающих скважин составило от 2 до 3,8 т/сут.

В последнее время (2005-2006 г.г.) на ряде отечественных нефтяных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки (Ключевское, Коробковское), реализована микробиологическая технология увеличения нефтеотдачи с использованием водоизолирующей компзиции СНПХ-9900. Этот расчет содержит не только целлюлозу, но и крахмалистые и белковые вещества, что делает его как средой обитания, так и питающей средой ряда групп микроорганизмов. Микроорганизмы адсорбированы на поверхности частички СНПХ-9900. В основном доминируют клостридии, вызывающи маслянокислое брожение с образованием масляной, молочной уксусной кислот, спиртов, ацетона, водорода и СО2.

Попадая вместе с реагентом в пласт, они мигрируют по поровым каналам вместе с водой. Частицы реагента СНПХ-9900 в пласте разбухают в 1,5-2 раза в высокопроницаемых каналах, что обеспечивает выравнивание фронта вытеснения и вовлечение в разработку низкопроницаемых слоев.

Продукты жизнедеятельности микроорганизмов в свою очередь увеличивают эффективность нефтеизвлечения. За счет жизнедеятельности микрофлоры массой 30 г образуется 1,5-2,5 л газов (в основном СО2около 35% общего объема газовой фазы).

По результатам работ на Ключевском месторождении (три нагнетательных скважины, объем закачки раствора СНПХ-9900 – до 500 м3 в каждую) было извлечено 4,1 тыс.т нефти.

На Коробковском месторождении (три нагнетательные скважины) дополнительная добыча нефти составила 1479 т.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи в настоящее время активно применяются в США и Китае в основном на залежах высоковязкой нефти. По опубликованным статьям в журнале «Oil and gas» данные работы оцениваются как успешные.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Лекция №11

Методы обработки призабойной зоны скважины и их выбор

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойная зона пласта – область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.

Призабойная зона скважин – это некоторый объем пласта , примыкающий к скважине и ею вскрытый. Геологофизические характеристики призабойной зоны скважины изменяются в процессе закачки и эксплуатации скважины.

Малодебитные < 5 м3/сут

Среднедебитные 5-20 м3/сут

Высокодебитные > 20м3/сут

По характеру вскрытия :

-первичное

-вторичное

Схема строения призабойной зоны скважины

L’пк

0 – эксплуатационная колонна; 1 – цементное кольцо; 2 – глинистая корка; 3 – зона кальматации: 4 – промытая зона; 5 – зона проникновения бурового раствора; 6 – нетронутый пласт.

Lпк, Дпк – длина и диаметр перфорированного канала

Толщина зон зависит от свойств раствора, времени воздействия и времени промывки и перепадом между пластовым и забойным давлением.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дополнительные потери давление в поврежденной зоне

ǽ - пьзопроводность

ǽ=

β-коэффициент сжимаемости Эфф-ть притока:

Еп= qреал/q ид

Коэфф-т поврежденной призабойной зоны:

Rпзс= 1/Еп

Кажущийся коэф-т: rк=rс*e-s

Формула расчета S по Щелкачеву

На долю S может приходиться 80% от общего перепада давления

Причины снижения проницаемости ПЗС (общие):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

o Проникновение бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта;

Взаимодействие фильтрата с пластовой минерализованной водой может привести к образованию нерастворимых солей и их выпадению в осадок, набуханию глинистого цемента и закупориванию порового пространства.

Виды твердой фазы, загрязняющей поры:

1.механические частицы (источник-вода, закачиваемая в пласт: заводнение);

2.полимерные частицы (источник – адсорбция полимеров);

3.кристаллические частицы (источник – солеотложение в пласте и ПЗС);

4.частицы биологического происхождения (источник – закачиваемая вода. Активизация деятельности организмов).

Степень закупорки порового пространства и трещин зависит от:

1.прочности частиц;

2.плотности;

3.размеров;

4.концентрации.

Степень воздействия жидкой фазы:

Образование зоны кольматации (зона проникновения фильтрата) приводит к уменьшению фазовой проницаемости для нефти и изменению фильтрационных свойств пласта.

Интенсивность кольматации зависит от:

Структуры порового пространства

Условия вскрытия пласта.

Положительные факторы: образование зоны кольматации при фильтрации промывочного раствора препятствует дальнейшему загрязнению пласта тампонажным цементным раствором.

Радиус зоны проникновения кольматанта

m – пористость коллектора, занятая фильтратом;

R –радиус зоны;

V(t) –скорость фильтрации;

rc–радиус скважины;

Rзп–радиус зоны фильтрата;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

V0 –постоянная скорость фильтрации;

а–насыщенность ед. объема пор кольматирующей средой;

t, t0 –текущее время и время, в течение которого проницаемость ПЗС не менялась.

oНекачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений;

o Загрязнение пласта тампонажным цементным раствором;

o Загрязнение при эксплуатации скважин;

o Загрязнение при проведении работ по интенсификации добычи нефти

Рассмотрим отдельно причины снижения проницаемости ПЗС в процессе эксплуатации добывающих скважин:

Проникновение жидкости глушения при подземном ремонте скважин;

Набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

Образование водонефтяной эмульсии;

Выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых отложений или солей при изменении термобарических условий;

Проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов приглушении или промывки скважины.

Рассмотрим причины снижения проницаемости ПЗС при эксплуатации

нагнетательных скважин:

набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой;

смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при производстве ремонтных или др. работ;

повышенная остаточная нефтенасыщенность при переводе добывающих скважин под нагнетание.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Классификация методов ОПЗС:

1.Гидродинамические

2.Физические

3.Термические

4.Волновые

1.1.Гидроразрыв пласта (ГРП)

1.2.Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

1.3.Многократные репрессии-депрессии

1.4.Декомпрессионная обработка

1.5.Щелевая разгрузка

1.6.

2.1Кислотные обработки (НCl, HF, глинокислотная , H2SO4)

2.2Воздействие растворителями (гексан, талуол, бензол, широкая фракция легких УВ, водорастворимые – ацетон, метиловый спирт, этилен-гликоль )

2.3ПАВ:

- на водяной основе(ОП-10)

-на нефтяной основе

2.4ингибиторы-солеотложения (этиленгликоль)

3.1пароциклическая обработка скважины (ПТОС)

3.2Электропрогрев

3.3ИДТВ

3.4термокислотная обработка

3.5термогазохимическое воздействие (ТГХВ)

4.1вибрационное воздействие

4.2имплозионное воздействие

4.3каметационное – волновое воздействие

4.4скважинные генераторы гидравлических колебаний

4.5термоаккустическое воздействие

Методы изоляции водопритоков в добывающих скважинах

1.Закачка вязких УВ(мазут, битум)

2.Закачка гидрофобизатора

3.Цементный мост Бальбакова

4.Закачка 2х, 3х фазных пен

5.Вязкоупругие системы

6.Закачка водного раствора, облученного полиакриломидом

Методы выравнивания профиля приемистости нагнет.скв

1.Закачка суспензии гашеной извести

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Кислотные методы

1.1.Кислотные ванны (очистка приствольного участка)

1.2.Глубокая кислотная обработка (под давлением)

1.3.Пенокислотные

1.4.Поинтервальная кислотная обработка

1.5 Термокислотные

1. Кислотные обработки ПЗС

Предназначены для:

очистки ПЗС от солевых, парафиновых отложений и продуктов коррозии.

Результат:

Улучшение фильтрационных характеристик за счет растворения карбонатных коллекторов,

являющимися солями угольной кислоты.

Выбор рецептуры растворов зависит от:

-минералогического состава;

-степени загрязнения пласта.

Добавки к кислотным растворам:

-Стабилизаторы – водорастворимые вещества снижающие скорость реакции водного раствора.

Добавки кремниевой кислоты приводят к образованию гелей:

SiO2 + 6HF = H2SiF6 + 2H2O

H2SiF6 – остается в растворенном виде.

-Ингибиторы – водорастворимые вещества, снижающие коррозию.

Время нейтрализации 75 % объема кислотного раствора увеличивается в 7 – 10 раз при повышении давления с 0,1 до 0,7 МПа, в 30 – 35 раз при повышении давления с 0,7 до 1

МПа, и уменьшается при увеличении давления с 2 до 6 МПа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рецептура кислотных

обработок

Факторы, влияющие на эффективность обработок:

oТемпература пласта – более 80 – 90 ºС используются составы с замедленными сроками нейтрализации кислоты в пласте;

o Время выдержки кислоты (от 8 до 24 ч.).

1.1.Кислотные ванны

Применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии,

кальцитовых выделений из пластовых вод и др.

Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют.

Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины.

Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Обычно время выдержки составляет 16 - 24 ч.

Таблица. Рекомендуемые объемы раствора НСL на 1 м толщины пласта

1.2. Кислотная обработка под давлением

Для устранения недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта,

применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера - высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев п их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10 - 12%-ного раствора НСL и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например окисленный мазут, кислый газойль. ГрозНИИ рекомендует добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.

Эмульсия обычно составляется из 70 % по объему раствора НСL и 30 % нефти. В

зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па-с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые прослои определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых прослоев h и их пористостью

m по формуле

Vэ R 2 rс2 h m

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Термохимическая обработка ПЗС - обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы сохранялась концентрация НСL 10 - 12 %.

Термокислотная обработка ПЗС - сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Причем кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

1.4. Пенокислотная обработка

Условия применения: значительная толщина пласта; низкое пластовое

давление.

Преимущества:

o кислотная пена медленнее растворяет карбонаты–более глубокое проникновение активной кислоты – увеличение проницаемости удаленных зон

o меньшая плотность (400 –800 кг/м3) –повышенная вязкость–увеличение охвата воздействием

o наличие в пене ПАВ – снижение поверхностного натяжения

Характеристики пены

- Кратность пенообразования: где W – объем пены и объем жидкости:

-Плотность пены:

Характеристики пены

o дисперсность пены

δ-средняя толщина жидкостной пленки

o Устойчивость(скорость разрушения)

vв – скорость выделения жидкости из пены.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.5Поинтервальные кислотные обработки

Обычные кислотные обработки могут привести к увеличению неоднородности пласта, а, следовательно, к более неравномерному продвижению воды.

Селективное воздействие направленных кислотных обработок (закачка изолирующего состава в более проницаемые участки).

Возможно применение в обводненных коллекторах.

В трещинных коллекторах применяются водонефтяные эмульсии как тампонирующее средство.

Селективные методы

Реагенты образуют систему растворимую в нефти и нерастворимую в воде;

Реагенты закупоривающие поровое пространство при их смешивании с пластовой водой.

Требования к тампонирующим составам:

Температура деструкции> 100ºС,

Степень снижения проницаемости коллектора> 100 раз, образование закупоривающей структуры,

Вязкость растворов в процессе закачки не должна существенно отличаться от вязкости воды,

Изменение характера смачиваемости скелета или гидрофобизация поверхности породы,

Сохранение свойств раствора в течение определенного времени,

Технология закачки в пласт раствора должна быть совместима с существующими системами добычи нефти,

Применяемые материалы должны быть экологически чистыми и нейтральными по отношению к нефти.

Основные группы материалов для селективных методов:

осадкообразующие;

гелеобразующие;

гидрофобизующие коллектор;

пенные системы.

Виды применяемых композиций для селективной изоляции:

Закупоривающие материалы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Образование осадков: химическая реакция с солями пластовых вод;

Образование осадков: реакция с водой;

Выпадение асфальто-смолистых веществ или формирование гелеобразных структур

Набухание в воде;

Пены

Нефтяные эмульсии

Полимерные ОПЗС

Эффективность зависит от:

Степени неоднородности пласта,

Литологического состава породы,

Пластовой температуры.

Процессы адсорбции и десорбции полимеров

Биополимеры(эфиры целлюлозы, «Симусан») –образование гидрогелей

Различной подвижности.

Сшиватели: ионы металлов (алюминий, хлор, медь).

Применение на любой стадии разработки:

Сцел.= 0,3 –2,0 %;

μцел. = 4,5 –1000 мПа·с;

f = 25 –95 %.

Принципы системной технологии

Одновременность обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин в пределах выбранного участка.

Массовость обработок ПЗС.

Периодичность обработок

Поэтапная обработка ПЗ в неоднородных коллекторах

Расчет (определение изменения направления фильтрационных потоков)

Соответствие обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Вибропроцессы

Виброобработка – воздействие на ПЗС с помощью специальных забойных устройств,

создающих колебания давления различной частоты и амплитуды с помощью вибратора-генератора колебаний давлений спущенного в скважину на НКТ.

Генерируется серия гидроударов, вызывающих перепады давлений, в результате происходит изменение свойств жидкостей и пород (поверхностные и капиллярные силы) и образование микротрещин.

Критерии применимости вибровоздействия:

Проницаемость ниже среднего значения проницаемости пласта или более удаленных участков от скважины;

При ухудшении коллекторских свойств ПЗС в результате проникновения в пласт бурового и цементного раствора, утяжелителей, воды и т.д.;

в пластах с глинистыми материалами;

в пластах с низкой проницаемостью, но высоким пластовым давлением.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. Акустическое воздействие

Используется преобразователь частоты и скважинный акустический

излучатель.

Критерии применимости:

Проницаемость–0,014 –2,9 мкм2,

Пористость–15 –27 %,

Глубиназалегания270 –2700 м,

Обводненность скважин–0 –97 %.

Механизм акустических ОПЗС:

o Улучшение фазовой проницаемости ПЗС для нефти; o Очистка ПЗС от механических примесей;

oСнижение плотности жидкости за счет выделения газа при нагреве акустического излучателя.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Ограничение водопритоков

На сегодняшний день известны различные технологии предотвращающие прорыв воды к добывающим скважинам. Наиболее распространённые и широко применяемые методы борьбы с этим явлением - блокирование каналов и трещин, по которым прорывается вода с помощью осадкогелеобразующих систем, пеноцементных растворов и обработка гидрофобизаторами. Первые два способа предназначены для создания пробки в высоко- и

среднепроницаемых каналах пласта, по которым прорывается вода.

Гидрофобизующие составы предназначены для увеличения фазовой проницаемости по нефти и применяются для предупреждения водопритока в горных породах. В случае обработки гидрофобизующими составами изменяются фазовые проницаемости пласта -

происходит повышение гидравлического сопротивления воде в порах пласта, по которым фильтруется жидкость, при сохранении фазовой проницаемости пласта по нефти. Таким образом, улучшаются фильтрационные характеристики ПЗП и условия притока нефти к забою скважины.

Технология применения гелеобразующих систем (ГОС) на основе силиката натрия.

Цель: перераспределение фильтрационных потоков.

Механизм воздействия: переход закачиваемого раствора (золь кремниевой кислоты) в

силикатный гель.

Продолжительность процесса перехода зависит от:

Концентрации силиката натрия,

Концентрации соляной кислоты,

Пластовой температуры,

Минерализации пластовой воды.

Технология гелевых ОПЗС:

Определение зоны поглощения или притока воды,

Закачка раствора в пласт,

Выдержка (для образования геля), освоение скважины

Критерии подбора скважин для обработки ГОС:

Средняя проницаемость коллектора> 0,04 мкм2;

Слоистая неоднородность пласта;

Приемистость скважин от 250 до1000 м3/сут при100 атм.;

средний дебит жидкости от 25 до150 м3/сут;

средняя обводненность скважин от 60 до97 %.

Реагент эмульгатор «Нефтенол»

Цель: выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Получение обратных эмульсий на основе нефти, дизельного топлива или углеводородного сырья (100 –400 м3), эффективность обработки–800 –4500 т. на обработку;

Увеличение коэффициента охвата по толщине;

Снижение обводненности продукции.

Реагент «Нефтенол МЛ»-ПАВ

Обработка ПЗС нагнетательных и добывающих скважин

Цель: Очистка призабойной зоны от асфальто-смолистых и парафинистых отложений.

Неселективные методы

Последовательная или одновременная закачка в ПЗС реагентов, при взаимодействии которых образуется осадок, нерастворяющийся ни в воде, ни в нефти.

Реагенты: гипан (растворяется в пресной воде), ПАА, этил силикат и др.

Вид материалов:

Образующие осадок: соли железа, алюминия, едкого натра–при взаимодействии закачиваемых реагентов;

Создающие гели: полисахариды, крахмал;

Образующие суспензии: на водной основе, синтетические смолы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5. Гидравлический разрыв пласта

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Гидравлический разрыв проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники.

На пористый пласт в вертикальном направлении действует сила, равная весу вышележащих пород. Средняя плотность горных осадочных пород обычно принимается равной 2300 кг/м3 .

Тогда давление горных пород будет равно

Поскольку плотность воды 1000 кг/м3, то давление горных пород рг примерно в 2,3

раза больше гидростатического на той же глубине Н залегания пласта.

Можно предполагать, что за многие миллионы лет существования осадочных пород внутреннее напряжение породы по всем направлениям стало одинаковым и равным горному.

Исходя из этого, следует, что для расслоения пласта, т. е. для образования в пласте горизонтальной трещины, необходимо внутри пористого пространства создать давление Рр,

превышающее горное на величину временного сопротивления горных пород на разрыв, так как надо преодолеть силы сцепления частиц породы, т. е.

Однако фактические давления разрыва часто оказываются меньше горного, т. е. в ПЗС создаются области разгрузки, в которых внутреннее напряжение меньше горного рг,

определяемого соотношением (5.1). Это может быть обусловлено причинами чисто геологического характера, например, в процессе горообразования могло произойти не только сжатие пород, но и их растяжение. Но существует и другое объяснение локального уменьшения Pг - сама проводка ствола скважины нарушает распределение напряжении в примыкающих породах, и эти нарушения (уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины. Локальное уменьшение внутреннего напряжения особенно сильно, если в разрезе имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности, которые в процессе бурения набухают и часто выпучиваются в ствол скважины, вынуждая буровиков перебуривать ее.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В результате расщепление пласта, т. е. образование трещин, происходит при давлении меньшем, чем полное горное давление. Давление на забое скважины, при котором происходит гидравлический разрыв пласта (ГРП), называется давлением разрыва Pp. Оно не поддается надежному теоретическому определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров пласта, измерение которых недоступно. Существует также ряд других причин, затрудняющих аналитическое определение Pp.

Гидроразрыв пласта осуществляется следующим образом. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спускают НКТ, способные выдержать это давление. Выше кровли пласта или пропластка, в котором намечается произвести разрыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе. Более объективным показателем, характеризующим момент ГРП, является коэффициент поглотительной способности

скважины; Рс - давление на забое скважины в процессе ГРП. При ГРП происходит резкое увеличение kп. Однако вследствие трудностей, связанных с непрерывным контролем за величиной Рс, а также вследствие того, что распределение давлений в пласте - процесс существенно неустановившийся, о моменте ГРП судят по условному коэффициенту k.

где Ру - давление на устье скважины. Резкое увеличение k в процессе закачки также

интерпретируется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой величины.

После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-песконоситель при давлениях,

удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180 - 350 кг песка на 1 м3 жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

наполнителя (песка) увеличивает потери на трение. В американской практике используются различные графики зависимости потерь давления на трение на каждые 100 фут НКТ разного диаметра при прокачке различных жидкостей с заданным объемным расходом.

При больших темпах закачки, соответствующих турбулентному течению, структурные свойства используемых жидкостей (с различными загустителями и химическими реагентами)

обычно исчезают, и достаточно приближенно потери на трение для этих жидкостей можно определить по обычным формулам трубной гидравлики.

где λ - коэффициент трения, определяемый по соответствующим формулам в зависимости от числа Рейнольдса; w - линейная скорость потока в НКТ; d - внутренний диаметр НКТ; ρ -

плотность жидкости, см. (5.8); Н - длина НКТ; g = 9,81 м/с2; α - поправочный коэффициент,

учитывающий наличие в жидкости наполнителя (для чистой жидкости α = 1) и зависящий от его концентрации (рис. 5.3).

Рис. 5.3. График зависимости поправочного коэффициента для определения потерь давления на трение от концентрации песка для жидкостей разной плотности:

1 - Qж = 800 кг/м3; 2 - 850 кг/м3; 3 - 900 кг/м3; 4 - 950 кг/м3; 5 - 1000 кг/м3 .

Применяемые жидкости. Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП,

увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились.

Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-

песконоситель и продавочная жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину,

но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу,

полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ.

Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта. Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов.

При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя -

песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15 % разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе,

которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-

песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее наличие, присущие ей свойства хорошего растворителя при введении различных облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее время около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения напол-

нителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В

результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин.

Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается