Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Реферат

на тему «Методы увеличения нефтеотдачи пластов»

Введение

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

1. Методы теплового воздействия на пласт

нефть пласт химический призабойный

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу (рис. 3.11). С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 - 650 млн. кДж/сут.

Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2 - 3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3 - 5 % прн закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000 - 1200 м и для пара 700 - 1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.

Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр.).

Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости.

2. Газовые методы

Газовый метод может осуществляться контактным ( его иногда называют способом порошков, поскольку диффундирующий элемент и остальные компоненты насыщающей смеси задаются в виде порошков) и неконтактным способами. При контактном способе газовая фаза генерируется в непосредственной близости от насыщаемой поверхности в результате взаимодействия частиц порошка диффундирующего элемента ( находящегося в свободном или связанном состоянии) с одним из газообразных галогенов или галоидных газов; при неконтактном - газовая фаза генерируется на значительном расстоянии от насыщаемого объекта и его поверхность не вступает в непосредственный контакт с диффундирующим элементом, находясь только в окружении чистой газовой фазы, которая содержит галогенид этого элемента.

Газовый метод хотя и проще ( не требует предварительного получения карбоната аммония), но имеет недостатки, заставившие отказаться от него и перейти на жидкостный. Наиболее существенный недостаток: образование мелких игольчатых кристаллов карбоната кальция, которые значительно хуже отфильтровываются и промываются, чем крупные пластинчатые кристаллы, образующиеся при жидкостном методе. Газовый метод проще жидкостного (не требуется предварительное приготовление карбоната аммония), но имеет недостатки, которые заставили отказаться от него и перейти на жидкостный метод. Недостатками газового метода являются: периодичность процесса и большой расход двуокиси углерода. При газовом методе образуются мелкие игольчатые кристаллы СаСО3, которые значительно хуже фильтруют и промываются, чем крупные пластинчатые кристаллы, образующиеся при жидкостном методе. Существенным недостатком газового метода является также то, что для отвода реакционного тепла необходимо устанавливать холодильники для охлаждения пульпы в реакторах и требуется сернокислотная промывка отходящих газов из реакторов. При жидкостном методе отвод реакционного тепла осуществляют циркуляцией через холодильники чистого раствора карбоната аммония, и необходимости в сернокислотной промывке газов нет.

Газовый метод анализа представляет собой определение отдельных газов в газовых смесях при пропускании их через специальные реактивы, способные поглощать те или иные газы.

Недостатками газового метода являются: периодичность процесса и большой расход двуокиси углерода.

Доля газовых методов повышения нефтеотдачи неуклонно возрастает. Основной проблемой при применении газа в качестве вытесняющего агента является процесс развития вязкостной неустойчивости, приводящий к быстрому прорыву газа к добывающим скважинам. Одним из способов увеличения эффективности данного процесса является внутрипластовая генерация пены, которая в пористой среде сильно снижает подвижность газовой фазы, выравнивая тем самым фронт вытеснения и увеличивая полноту извлечения нефти. Однако на сегодняшний день физика процесса воздействия пены на газовый поток остается малоизученной, что препятствует созданию адекватных численных моделей фильтрации таких систем.

При газовом методе нагрев изделия для закалки производится пламенем от газовой горелки, обычно кислородно-ацетиленовой.

Область испытания газовых методов по типу коллекторов, их проницаемости и стадии разработки весьма широка, а диапазон вязкости ограничен до 15 мПа с. Полученные результаты свидетельствуют о его эффективности.

Снижение эффективности газовых методов разработки вследствие неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз можно, в определенной степени, устранить при совместном нагнетании в пласт газа и воды. При этом газ будет, в первую очередь

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значение.

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значений.

Проведен анализ следующих газовых методов интенсификации притока высоковязких нефтей: смешивающееся вытеснение и несмешивающееся вытеснение ( закачка углекислого газа и азота, сухого газа), водогазовое воздействие. Определены критерии эффективности применения и ограничения газовых методов увеличения нефтеотдачи.

Перспективными также являются газовый метод хромирования в средах Н2 НС1, Н2 HF, СгС12 Н2 и циркуляционный метод, при котором перенос диффундирующего элемента на обрабатываемую поверхность осуществляется в замкнутом газопроводе с регулируемым перепадом температур. Это позволяет восстанавливать газовую среду за счет обратимых химических реакций и многократно использовать ее в течение всего технологического цикла.

Наиболее широко применяют газовый метод диффузионного хромирования, осуществляемый контактным способом ( в порошках), содержащих хром ( феррохром) и активные добавки в виде галогенидов аммония. Простота метода способствует его широкому применению.

Наибольший эффект применения газовых методов достигается при вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление насыщения намного ниже пластового. Применение газоводяных смесей или азота наиболее эффективно на месторождениях, содержащих нефть вязкостью до 10 мПа с. Содержание в нефти асфальтосмолистых веществ при использовании С02 должно быть минимальным, по крайней мере не выше 10 %, так как они выпадают в осадок и не могут быть добыты из пласта. Проницаемость коллектора при этом снижается, что может уменьшить приемистость нагнетательных скважин и затруднить фильтрацию в пласте.

Наиболее широко среди газовых методов увеличения нефтеотдачи за рубежом применяется нагнетание в пласт диоксида углерода. С одной стороны, это объясняется его сравнительной дешевизной. Обычно он дешевле обогащенного газа. При наличии природных залежей углекислого газа, близко расположенных к нефтяному месторождению, этот агент оказывается дешевле метана. Более того, в отличие от углеводородных газов диоксид углерода не представляет самостоятельной ценности как топливо, поэтому со снижением цен на нефть на мировом рынке снижается и стоимость углекислого газа.

Пока эти попытки усовершенствования газового метода ограничиваются в основном лабораторными исследованиями, однако полученные результаты позволяют надеяться и на их промышленное использование.

Контактный способ парофазного или газового метода диффузионного насыщения наиболее прост, не требует специального оборудования, обеспечивает достаточно высокое качество покрытий и легко может быть осуществлен в производственных условиях. Насыщаемые изделия помещают в порошковую смесь, которой заполняют контейнер, изготовленный сваркой или литьем из обычной или, лучше, жаростойкой стали. Размеры и форма контейнеров определяются видом обрабатываемых изделий с учетом максимально быстрого и равномерного прогрева насыщающей смеси и изделий. При упаковке изделий в контейнер расстояние между ними, а также между изделиями и стенкой контейнера выбирают таким образом, чтобы в оставшихся промежутках поместилось достаточно насыщающей смеси для получения равномерного покрытия нужной толщины. Обычно это расстояние составляет не менее 15 - 20 мм. Перед упаковкой изделий на дно контейнера насыпают слой смеси толщиной 20 - 25 мм; между слоями изделий толщина засыпки составляет от 5 до 10 мм в зависимости от их габаритов и профиля. Толщина последнего ( верхнего) слоя смеси составляет не менее 30 - 40 мм. Засыпаемую в контейнер смесь слегка утрамбовывают встряхиванием или ударами деревянного молотка по стенкам контейнера. Герметизацию контейнера осуществляют различными приемами.

Цементацию чаще всего производят газовым методом. Цементация происходит при температуре 930 - 970 С вследствие протекания реакций: СН4 - - 2Н2 С.

Поверхность металлов насыщается углеродом обычно газовым методом, причем элементом-транспортером углерода служит водород или кислород.

В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов повышается с уменьшением толщины пласта.

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30 - 70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода ( СО2) и мицеллярными растворами.

Экологический аспект присутствует при рассмотрении и газовых методов, и заводнения, но в первом случае позиция намного предпочтительнее, особенно у азотной технологии.

Жидкостный метод имеет технологические преимущества по сравнению с кратко описанным выше газовым методом: обслуживание и контроль процесса проще, производительность аппаратуры выше и скорость конверсии в 2 - 3 раза больше.

В работе, при разработке новой технологии, использован эффект газлифта существующих газовых методов воздействия на газожидкостную смесь и явление дегазации газожидкостной смеси при акустическом методе воздействия.

При всех методах консервации котлоагре-гатов должна обеспечиваться полная герметичность арматуры; при сухом и газовом методе он должны отделяться от работающих агрегатов заглушками.

Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Учитывая проведенные многочисленные исследования, доказывающие снижение эффективности циклического заводнения при росте обводнения, рекомендуется поэтапное внедрение газовых методов ПНП, которые нашли широкое применение в мировой практике добычи нефти.

Рассмотрим гидродинамические модели физико-химических и термических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Моделирование газовых методов (вытеснение углеводородными или неуглеводородными газами) достаточно хорошо изучено и, по существу, проблема состоит в основном в технико-экономической целесообразности процесса в условиях различных месторождений. Что касается микробиологических гпм-цессов, основой которых является воздействие на пластовый флюид специально закачиваемыми микроорганизмами, то гидродинамические модели начинают лишь создаваться. Большое внимание уделяется механизму этого процесса. леводородных растворителей.

3. Химические методы

В последние годы химические реагенты широко используются в качестве составных частей и в комплексе с механическими (гидроразрыв пласта (ГРП), виброобработка, торпедирование) и тепловыми методами воздействия на призабойную зону. Их использование позволяет расширить область применения и повысить эффективность этих широко применяемых методов.

Рассмотрим современные пути использования химических реагентов для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти.

Как известно, повышение производительности скважин при ГРП происходит за счет увеличения фильтрационных характеристик пласта в результате образования новых и увеличения степени раскрытия имеющихся трещин.

Промышленное внедрение ГРП было начато в середине 50-х годов. В настоящее время ГРП применяется на большинстве месторождений страны с целью интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. По данным [1], этим методом ежегодно обрабатывается до 2500 скважин. ГРП осуществляется нагнетанием в ПЗП рабочей жидкости и подачей в образовавшиеся трещины кварцевого песка.

Существует ряд геолого-физических условий, ограничивающих применение ГРП. Низка эффективность ГРП в рыхлых коллекторах. Как правило, не происходит увеличения коэффициента охвата в неоднородных коллекторах, так как в условиях неоднородности разрабатываемых продуктивных горизонтов энергия разрыва поглощается в основном высокопроницаемыми прослоями. Малоэффективно во многих случаях повторное проведение ГРП. Неэффективен ГРП на многих месторождениях Западной Сибири [25], так как особенности пород-коллекторов Западной Сибири, в частности их высокая глинистость, ограничивает применение методов, связанных с использованием рабочих жидкостей на водной основе.

На месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости и с высокой температурой их кристаллизации в ПЗП в результате нарушения термодинамического равновесия на поверхностях пор и трещин формируются слои из парафиновых и асфальтосмолистых веществ. При проведении ГРП закачанный в трещины песок продавливается в слой отложений этих веществ и они, выдавливаясь, заполняют вновь созданное поровое пространство. Кроме того, недостаточная эффективность ГРП на месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости обусловлена охлаждением нефтенасыщенных участков пласта холодными рабочими жидкостями, которые вновь кольматируются высокомолекулярными компонентами нефти. Поэтому особые требования предъявляются к жидкостям разрыва и песконосителя.

В качестве рабочих жидкостей для ПЗП добывающих скважин используют нефть, эмульсию и специальные жидкости, для ПЗП нагнетательных -- закачиваемую воду, раствор сульфитно-спиртовой барды (ССБ), воду с добавками ПАВ, полимеров и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

В настоящее время рецептура жидкостей разрыва расширяется, в зависимости от различных геолого-физических условий и состава нефти используют мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на .основе полимерных материалов, вводят компоненты, предупреждающие набухание глин.

Использование, например, в качестве рабочей жидкости раствора поли-акриламида (ПАА) имеет следующие преимущества:

1) более высокую вязкость, что создает трещины значительной протяженности;

2) более высокую пескоудерживающую способность;

3) способность образовывать защитный гидрофильный слой на стенках подземного оборудования, что снижает гидравлические потери и повышает КПД глубинно-насосных установок.

Применение в качестве жидкости разрыва, жидкости песконосителя и продавочной жидкости 0,1-- 0,2%-ного водного раствора ПАА в НГДУ "Надворная нефтегаз" позволило на одну скважино-операцию дополнительно добывать 764,5 т нефти [78].

Химические реагенты широко используются и при гидропескоструйной обработке (в качестве рабочей жидкости используют растворы соляной кислоты и ПАВ).

Наибольшее внимание как в нашей стране, так и за рубежом в последние годы уделяется тепловым методам повышения нефтеотдачи пласта и увеличения текущего дебита скважин. Они основываются на том, что нагрев нефтеносного коллектора и заполняющей его жидкости ведет к снижению вязкости пластовой нефти, растворению выпавших в пласте асфальтосмолистых и парафиновых отложений, что создает лучшие условия для более полного вытеснения нефти из пор коллектора и очистки призабойной зоны.

Тепловые воздействия на нефтяной коллектор осуществляются различными способами -- закачкой в пласт горячей воды, пара, созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ). Среди тепловых методов воздействия на пласт преимущественное развитие получила закачка пара для увеличения конечной нефтеотдачи пласта.

Тепловое воздействие на призабойную зону можно осуществлять, используя электропрогрев, огневые горелки, паропрогрев, закачку горячей воды, горячей нефти, термогазохимическое воздействие. Опыт применения тепловых методов широко описан в отечественной и зарубежной литературе [47,62,72,76,79,81].

Применение тепловых методов также связано с рядом ограничений -- потерями тепла в стволе скважины, потерями тепла в кровлю и подошву пласта [62]. Применение тепловых методов ограничивается также свойствами пластовых нефтей.

При проведении тепловых обработок необходимо учитывать возможность закупорки дренажных каналов застывающей нефтью после повышения температуры ПЗП [83] (выпадение асфальто-смолистых веществ (АСВ), парафинов, кристаллов солей).

Увеличение обводненности нефти увеличивает интенсивность выпадения твердой фазы. При температуре 100--120 °С происходит выпаривание воды, которая в основном определяет подвижность эмульсии.

После тепловых обработок на освободившейся от отложений фильтрационной поверхности пор призабойной зоны начинают интенсивно откладываться парафиновые компоненты нефти до наступления равновесия между взвешенной и осевшей твердой фазами. Экспериментальными исследованиями показано также [72], что смолообразование при нагревании углеводородной части нефти в пористой среде идет столь же эффективно, как и в кислородной, в том случае, если в углеводородах в заметных количествах присутствует сера. Такое явление может возникнуть и при различных тепловых методах обработки ПЗП на месторождениях с сернистой нефтью.

Эти нежелательные эффекты могут устраняться при комплексном использовании тепловых методов с химическими обработками ПЗП скважин. Например, эффективность тепловых методов повышается при сочетании тепловых методов с обработкой растворителем. При добавлении к нефти растворителя увеличивается коэффициент вытеснения нефти водяным паром [75].

4. Физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта

Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия: кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями. В табл. 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ),

Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности (приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов используют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических (оксидат) и неорганических (глинокислота НС1 + + HF) кислот.

Широкое использование кислотных обработок началось в 50-е годы для освоения и увеличения приемистости девонских нагнетательных скважин в Башкирии и Татарии [31, 84].

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт вещество через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти. Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы от дельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях. Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев. Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта. Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно

проникает вода, вытесняя нефть. В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта. Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими. Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами

Нефтесервис зима 2008. "Технология плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения извлекаемости нефти" (стр. 52)

Основой технологии является электрический разряд в жидкости через калиброванный металлический проводник (проволока). Образуется плазменный канал, а сам проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и высоким давлением, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. При взрыве проводника в жидкой среде в полости скважины максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.

Ударная волна, выходя через перфорационные отверстия в зону проникновения в упругую среду, вызывает ее движение, быстро затухает, превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.

Многократное повторение плазменного импульса в заданных точках рабочего интервала формирует широкополосный сигнал от 1 до 12 000 Гц с одновременным выделением значительного количества направленной энергии, которая комплексно нелинейно воздействует как на призабойную, так и удаленную зону пласта. Происходит многократное направленное термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт. В результате происходит декольматация призабойной зоны, очистка трещин и каналов от солей, твердых частиц, ароматических углеводородов, улучшается проницаемость контура питания скважины, в работу включаются ранее не промытые целики нефти, происходят другие благоприятные условия для односторонней миграции газожидкостной среды из зоны высокого давления в зону пониженного давления. Одновременно за счет резонансного эффекта (совпадение частоты сигнала с частотой продуктивного пласта) происходит перераспределение двухфазной жидкости (нефть/газ - вода) по вертикали.

Технология ПИВ универсальна, успешно применяется на всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности:

· на стадии освоения - для вызова притока жидкости и быстрого вывода добывающей скважины на режим эксплуатации;

· на месторождениях поздней стадии разработки - на высокообводненных скважинах (более 75 %) в реальных геологических условиях без добавок в скважину химических реагентов, с целью повышения их дебита;

· на нагнетательных скважинах - с целью увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости.

Одной из основных особенностей технологии ПИВ является то, что при обработке одной скважины положительным дебитом откликаются соседние, связанные профилем фильтрации скважины, как правило, за счет снижения их обводненности.

В условиях, когда более 50 % разведанных запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, использование технологии ПИВ позволит дополнительно извлечь 10-15 % нефти.

Разрабатывая технологию ПИВ, наши ученые и специалисты рассматривали продуктивные пласты и в целом залежь с точки зрения нелинейных систем и неравновесных сред, «когда маленькие импульсы создают большие последствия». К нелинейным системам относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.

Учитывалась сложность процессов, происходящих в термобарических условиях пласта, а именно: двухфазные системы обладают высокой сжимаемостью, нелинейностью, при этом движение двухфазных систем сопровождается процессами межфазного тепломассообмена. Модель распространения возмущений в двухфазных средах рассматривалась с точки зрения основных закономерностей гидрогазодинамических течений. При этом обращалось внимание на особенности формирования газовых и нефтяных залежей, которое происходит в основном под действием гравитационных (по вертикали) и напорных (по горизонтали) сил с перемещением значительных масс нефти, газа и пластовой воды. Распределение давления в залежи по вертикали зависит от плотности находящегося в гравитационном поле Земли, заполняющего поры флюида в термобараческих условиях пласта.[1]

Пластовые флюиды движутся во взаимопротивоположных направлениях до появления равновесия или баланса этих сил в залежи, заполненных как однофазными (газ, нефть) флюидами, так и двухфазными, возникающими на контактах между газом, нефтью и водой, с образованием переходных зон.

Упругие свойства продуктивных пластов хорошо известны, характеризуются модулем объемной упругости и зависят от минералогического состава, структуры, глубины залегания, хорошо сжимаемой газожидкостной среды, заполняющей поровые каналы, температуры и частоты прилагаемой нагрузки.

Плазменно-импульсное воздействие возбуждает колебательную систему в широком диапазоне и создает весьма сложную упруго-волновую картину. В частности, в переходных зонах на разделе жидкостей с разными плотностями появляются динамические волны, существование которых обусловлено взаимодействием инерционных сил и переносом импульса, а также кинематические (расходные) волны, связанные с переносом вещества за счет давления. Кинематические волны возникают всегда, когда расход вещества однозначно определяется его количеством.[3]

Возникают продольные и поперечные (сдвиговые) колебания, при этом скорость распространения поперечной волны вдвое медленнее продольной. Вдоль продуктивного слоя, если он является резонатором, распространяется не сам импульс, а вызванные им собственные колебательные движения. Если частота импульса совпадает с частотой слоя-резонатора, появляется эффект резонансной турболезации, а также эффект пространственного сдвига в высоковязких средах. Скорость распространения упругих колебаний зависит от направляющих свойств коллектора, а их затухание - от его резонансных свойств.[4]

5. Гидравлический разрыв пластов

Гидроравлический разрыв пластов - одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т.д.

Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширения имеющихся скважин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров. Гидродинамическую эффективность метода и максимальное увеличение дебита скважины в результате гидроразрыва пластов можно оценить, исходя из следующего.

Тещины, по сравнению с пористой средой нефтяных коллекторов, обладают более высокой пропускной способностью, поэтому можно допустить, что проницаемость призабойной зоны в радиусе трещины после разрыва стала бесконечно большой. Тогда приток к такой скважине можно рассчитывать, принимая ее радиус равным радиусу трещины. Следовательно, при одной и той же депрессии где Q(t) дебит скважины с радиусом r(t) ; Q-дебит совершенной скважины с радиусом r(c) ; R(k) -радиус контура питания.

Промысловая практика показывает, что дебеты скважин после гидроразрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по-видимому, соединяются с существовавшими ранее, и приток к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон.

Механизм образования трещин при разрыве пласта фильтрующейся в пласт жидкостью следующей. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более проницаемых пропластках, давление больше, чем в малопроницаемых или практически не проницаемых. В результате на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать некоторые силы, выше лежащие породы подвергаются деформации и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.

При разрыве не фильтрующейся жидкостью механизм разрыва пласта становится аналогичным механизму разрыва толстостенных сосудов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрующейся жидкостью давление разрыва обычно значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями, так как в последнем случае механизм разрыва пород сходен с механизмом разрыва толстостенного сосуда. Фильтрующаяся жидкость, приникшая в пласт вследствие большой площади контакта с породой, Передаёт на неё большие усилия, достаточные для разрыва при давлениях, значительно меньших, чем необходимо для разрушения пласта нефильтрующейся жидкостью.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости и, в частности от ее вязкости. Чтобы давление разрыва было наименьшим, нужно, чтобы она была фильтрующейся.

Повышение вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, являются соли органических кислот, восокомолекулярные и коллоидные соединения нефти (например, нефтяной гудрон и другие отходы нефтепереработки) .

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, и водо-нефтянные эмульсии. Эти жидкости и используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Применение жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей на углеводородной основе для разрыва пластов в водонагнетательных скважинах может привести к ухудшению проницаемости пород для воды вследствие образования смесей воды с углеводородами. Во избежание этого явления пласты в водонагнетательных скважинах разрывают загущенной водой. Для загущения применяют сульфид-спиртовую борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде.

Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям:

1) образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением;

2) сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления.

Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу песок, обладающий высокой механической прочностью. Наибольшее применение получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи с каждым годом находят все большее признание в мире как высокоэффективные при их малой инвестиционной потребности и безопасные для окружающей среды.

Особое внимание уделяют им и в "Татнефти", чему не в малой степени способствует их высокая эффективность и экологичность. О применении биотехнологий татарстанскими нефтяниками TatCenter.ru рассказывает ведущий инженер управления по МУН Наталья Шестернина.

При разработке обводненных и истощенных месторождений все чаще приходится сталкиваться с необходимостью применения комплекса методов увеличения нефтеотдачи, которые обладают комбинированным воздействием на пласт и призабойную зону пласта. Одним из таких методов является микробиологическое воздействие. В ходе его происходит селективное и неселективное закупоривание пор, изменение характеристик пластовой жидкости, модификация твердых поверхностей и пористости пород.

Четвертьвековой опыт

В Татарстане более 25 лет назад главным геологом ПО "Татнефть" Ринатом Муслимовым была подписана программа по микробиологическому воздействию на пласт, которая была реализована в НГДУ "Прикамнефть" при участии научных сотрудников Института микробиологии АН СССР, института ТатНИПИнефть и НПО "Союзнефтепромхим". В 1980 году было утверждено техническое задание на проектирование опытного участка на Бондюжском месторождении по испытанию воздействия микроорганизмов на остаточную нефть с целью повышения ее отдачи. В 1983 году впервые в ОАО "Татнефть" начались испытания биогеотехнологии при участии института микробиологии РАН и ВНИИнефть. С этого времени на месторождениях компании началось внедрение этого нового направления, основанного на активации геохимической активности микроорганизмов.

По результатам выполнения этой программы на месторождениях Татарстана промышленно были внедрены технологии активизации пластовой микрофлоры и микробиологического воздействия на пласт с использованием биопрепаратов. За четверть века был испытан ряд методов, среди которых была и мелассная технология, апробированная в1992-1994 годах на башкирских отложениях среднего карбона 302 залежи Ромашкинского месторождения. Сама технология была основана на вводе в пласт мелассы и бактерий. Следует отметить, что выращивание микроорганизмов производилась на установке-ферментере, установленном прямо на территории 302 залежи НГДУ "Лениногорскнефть" в рамках реализации международного проекта "Микробиологический метод повышения нефтеотдачи пластов - Ромашкино" "Татнефти" и фирм ЭЭГ и "Феба-Ойл" (ФРГ).

Дающие нефти выход

Биотехнологии в МУН - это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используют микробные объекты. Суть ее сводится к использованию микроорганизмов для увеличения нефтеотдачи. В микробиологических методах дополнительное вытеснение нефти обусловливают те же механизмы, которые действуют в физико-химических методах. Преимущество первых состоит в том, что во многих случаях факторы, способствующие нефтевытеснению, создаются непосредственно в пласте, что увеличивает его эффективность. Кроме того, часто при использовании одного способа достигается одновременное воздействие нескольких механизмов, а стоимость микробиологических технологий может быть ниже, чем стоимость физико-химических методов

Все микробиологические методы воздействия на нефтяные пласты можно разделить на две основные группы. К первой относят технологии, в которых используются продукты жизнедеятельности микроорганизмов - метаболиты, полученные на поверхности земли в промышленных установках-ферментера). Эти методы близки к химическим. Улучшение нефтевытесняющих свойств закачиваемой воды происходит в данном случае за счет таких соединений как биоПАВ, биополимеры, эмульгаторы.

Вторая группа предусматривает развитие микробиологических процессов с целью получения метаболитов непосредственно в пласте. В этом случае образование нефтевытесняющих агентов в результате микробиологической деятельности происходит непосредственно в пласте за счет дополнительного внесения в пласт микроорганизмов и питательных веществ - мелассы, молочной сыворотки и других отходов пищевой или химической промышленности. В свою очередь вторая группа может быть подразделена на подгруппы в зависимости от вида биоценоза - пластового или введенного с поверхности.

К первой подгруппе относятся биотехнологии, в которых активируется естественная микрофлора пласта путем подачи питательных веществ с поверхности, а ко второй - биотехнологии, в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов с питательными веществами. В результате своей жизнедеятельности микроорганизмы образуют обширный ряд соединений, влияющих на флюиды и породу пласта и .процессы нефтевытеснения.

Микробные фермы

К настоящему времени в ОАО "Татнефть" внедрены и применяются биотехнологии МУН, основанные на вводе в пласт биомассы микроорганизмов и питательных веществ. Технология микробиологического воздействия на пласт в условиях закачки сточных вод разработки ТатНИПИнефть и ИНМИ РАН базируется на технологии активации пластовой микрофлоры, но для увеличения численности микроорганизмов в условиях повышенной минерализации применяется биопрепарат "Деворойл", содержащий биомассу из пять типов бактерий. Микробы, входящие в состав этого биопрепарата, выделены из пластовых вод и загрязненных нефтью почв Бондюжского месторождения, то есть это природный биоценоз микроорганизмов, уже изначально адаптированный к условиям месторождений Татарстана.

Механизм действия технологии основан на резком увеличении активности биоценоза, в котором процесс жизнедеятельности последовательно активируемых аэробных и анаэробных микроорганизмов способствует наработке веществ, обладающих высокой нефтевытесняющей способностью - жирные кислоты, полимеры (полисахариды), спирты, альдегиды, двуокись углерода и др. При этом по ряду проб дегазированной нефти с опытных участков отмечается снижение содержания парафиновых силикагелевых смол на 20-40%, доли метана на 20-30% при соответствующем росте доли углекислого газа, этана и пропана. Особенностью вытесняющего действия метаболитов является то, что они генерируются на поверхности пласта микроорганизмами, получающими фосфор и азот из соединений, растворенных в воде, а углеводород - из остаточной нефти.

В ОАО "Татнефть" также разработана и внедряется технология увеличения нефтеотдачи с использованием композиции на основе ксантановых биополимеров. Химическая основа его состоит из экзополисахаридов, получаемыех при культивировании особого микроорганизма. Механизм действия композиционного состава основан на создании в пласте высоковязких растворов или студней, способных изолировать промытые участки

Важнейшими технологическими свойствами ксантана, обуславливающими его применимость для водоограничения и увеличения нефтеотдачи пластов, являются: регулируемая вязкость рабочих растворов, позволяющих закачивать их в пласт на необходимую глубину, высокая проникающая способность - сохранение вязкостных и вязко-упругих свойств в широком диапазоне температур вплоть до 1000 С, рН, давлении и множество других.

Сам ксантан разработан и получен в промышленных масштабах более 40 лет назад в США. В настоящее время он применяется во многих областях промышленности. Однако основная область - нефтегазовый комплекс, где он используется в технологиях увеличения нефтеотдачи, при бурении, в технологиях гидроразрыва пласта, при стабилизации песчанных пластов, для глушения скважин.

Биополимеры ксантанового ряда выпускаются под различными марками и до последнего времени российские потребители получали только импортные его виды, в основном китайского производства. В настоящее время на месторождениях ОАО "Татнефть" проводятся испытания отечественного ксантана марки "Сараксан" производства ОАО "Биохимик" в Саранске. К сожалению, "Биохимик" - это единственный завод в России, где налажено производство ксантана пока в виде постферментативной жидкости, но уже готовится производство биополимера в виде порошка.