Методы интенсификации при добыче нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Классификация методов интенсификации процессов добычи нефти, их краткая характеристика

Все методы Интенсификации можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафин, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов интенсификации, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловые воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д.

2. Термокислотная обработка скважин с закачкой в пласт магниевой стружки

Этот метод оказывается более эффективным, чем обычная солянокислотная обработка. При обычной термокислотной обработке горячий раствор образуется после прокачивания с поверхности холодной соляной кислоты через специальный реактор-наконечник, заполненный магниевой стружкой и установленный на конце насосно-компрессорных труб в пределах эксплуатируемого горизонта.

Горячий раствор соляной кислоты из-за ограниченного объема реактора практически полностью нейтрализуется породой на небольших расстояниях от ствола скважины. Таким образом, расширение существующих трещин и каналов в пласте происходит на незначительном расстоянии от стенок скважины. Это обстоятельство является основным недостатком применяемого в настоящее время метода термокислотной обработки. Поэтому целесообразно, чтобы экзотермическая реакция при термокислотной обработке происходила непосредственно в призабойной зоне скважины. Такой процесс более способствует образованию в призабойной зоне путей движения нефти (в виде каналов и разветвленных каверн) на значительные расстояния от ствола скважины, чем обычная термокислотная обработка.

Предлагаемый способ предусматривает перенесение процесса нагрева прокачиваемой соляной кислоты непосредственно на забой и возможно в пласт. При обработке скважин указанным способом вначале происходит обычная химическая обработка пласта, а затем (без перерыва во времени) термокислотная обработка. Для этого в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (их можно спускать с пакером и без него в зависимости от приемистости скважины), нижний конец которых устанавливают выше перфорированной части обсадной колонны. После этого в насосно-компрессорные трубы закачивают 0,5 соляной кислоты, которая очищает отверстия фильтра скважины и обеспечивает таким образом проникновение в пласт магниевых стружек. Указанную порцию кислоты продавливают в трубы закачкой нефти (0,5 м³, которая не только смывает кислоту, проталкивая ее вниз по насосно-компрессорным трубам, но и является «подушкой», предотвращающей преждевременную реакцию кислоты с магнием. Затем в скважину нагнетают 2 м³ тяжелой нефти, в которую засыпают до 100-140 кг стружек магния.

Эту смесь продавливают в трубы новой порцией (около 1 м³ тяжелой нефти, которая также предотвращает преждевременную реакцию магния с кислотой. После этого в скважину нагнетают соляную кислоту в количестве, необходимом для полного растворения магниевых стружек.

Соляная кислота бурно реагирует с магнием, выделяя тепло, достаточное для повышения температуры до 90-150°С. Обычно принимают соотношение: на 1 кг магния 33-35 л кислоты, обеспечивающее полноту реакции магния с кислотой. При этом, как было установлено экспериментальными исследованиями, растворение в кислоте 1 кг магния сопровождается выделением 4662,5 ккал тепла.

Остаток кислоты, не прореагировавшей с магнием, вступает в реакцию с карбонатами в фильтрационных каналах пласта. Чтобы промыть насосно-компрессорные трубы и продавить кислоту в пласт, в скважину нагнетают нужное количество продавочной жидкости - воды. После продавки кислоты в пласт скважину оставляют в покое на несколько часов (обычно на 4-6 ч), чтобы не допустить быстрого остывания раствора. Таким образом, большая часть тепла, выделившегося в результате реакции, передается непосредственно отложениям в фильтрационных каналах, по которым жидкость поступает из пласта в скважину. Температура в призабойной зоне скважины поднимается выше температуры плавления парафина н смолисто-асфальтовых отложений и они, становясь жидкими и текучими, легко выносятся на дневную поверхность в процессе дальнейшей эксплуатации скважины.

Описанный способ термической обработки имеет следующие преимущества перед обычной:

1) термический процесс взаимодействия соляной кислоты с магнием переносится в призабойную зону скважины, что превышает эффективность термокислотной обработки;

2) отпадает необходимость в использовании специального наконечника-реактора (ие требуются спуск и подъем наконечника).

Новый способ термокислотной обработки может быть рекомендован для повсеместного внедрения, особенно в малодебитных скважинах на старых площадях, где обычная кислотная обработка не дает положительных результатов.

3. Многократный кислотный гидроразрыв пластов

Кислотный гидроразрыв пластов, как известно, один из эффективных способов интенсификации добычи нефти. Однако при этом не всегда удается увеличить производительность скважин, что, по-видимому, является в основном результатом раскрытия и расширения трещин (при однократном кислотном гидроразрыве пластов) на незначительную глубину. Для повышения эффективности этого метода (особенно в скважинах, где обычный кислотный гидроразрывне дает положительных результатов) внедрен метод многократного кислотного гидроразрыва пластов по следующей технологии.

Зона фильтра скважины очищается от песчаной пробки (селя она есть), затем насосно-компрессорные трубы спускают до фильтра, а устье скважины оборудуют соответствующей арматурой, рассчитанной на высокое давление. После этого закачивают обычно 8-10 м³ 15%-го солянокислотного раствора с добавкой 1-2% плавиковой кислоты, затем продавочную жидкость (нефть и воду) и, наконец, в насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство нагнетают воздух (до максимального давления в воздухораспределительной будке). В таком состоянии скважину оставляют под давлением на 20 ч. После этого по описанной технологической схеме вновь производят повторный кислотный гидроразрыв пласта, а затем эту операцию повторяют еще раз.

Был проведен трехкратный кислотный гидроразрыв пласта - забой 2389 м, фильтр 2320 - 2297 л; 186-мм эксплуатационная колонна; колонна насосно-компрессорных труб: 114-мм - 668 м; 73 мм-1663 м. В результате обработки дебит нефти увеличился с 3,8 до 6,3 т/сутки.

Применение многократного воздействия на пласт позволяет значительно повысить дебит нефти из скважин, в которых обычный кислотный гидроразрыв не давал положительных результатов. По-видимому, это обусловлено тем, что в результате проведения многократного кислотного гидроразрыва создаются условия для образования или развития трещин на значительном расстоянии от фильтра скважины и этим создаются благоприятные условия для движения нефти по пласту к фильтру скважины.

4. Газоимпульсное воздействие на пласт

Технология предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышения потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приемистости нагнетательных скважин и является одним из физико-механических методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки призабойной зоны пласта заключается в создании в определенных локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путем доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента (инертный газ) высокого давления и импульсной его подачи (управляемый выброс) в обрабатываемый интервал.

5. Применение кислотных поверхностно-активных составов

Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеизвлечения за счёт увеличения охвата пласта воздействием при заводнении, достигаемого закачкой через нагнетательные скважины КПАС и интенсификации притока нефти на эксплуатационных скважинах.

Разработан высокоэффективный кислотный поверхностно-активный состав (КПАС), содержащий наряду с неионогенным моющим ПАВ и смесью ингибированной соляной и плавиковой кислот, специально подобранный растворитель АСПО, который находится в виде устойчивой микроэмульсии прямого типа (масло в воде), т.е. обладает чрезвычайно развитой поверхностью контакта. В таком состоянии очистные свойства КПАС в отношении заасфальтированной, запарафинизированной и заглинизированной поверхности ПЗП проявляются в наибольшей степени.

Состав в зависимости от решаемой задачи может применяться в сочетании с различными водоизолирующими и потокоотклоняющими технологиями повышения нефтеотдачи пластов (СПС, ВУС, ВДС, ПДС и т.д.). В этом случае воздействие носит многофункциональный характер.

6. Забуривание боковых горизонтальных скважин

Забуривание боковых стволов относится к методам интенсификации притока путем увеличения площади вскрытия продуктивного пласта. строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Строительство боковых стволов позволяет:

- восстановить фонд эксплуатационных скважин;

- увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиков и пропущенных нефтяных пластов.

Предварительный анализ показывает, что при разработке терригенных и карбонатных пластов Ивашкино-Мало-Сульчинского месторождения целесообразно применение следующих технологий.

Через нагнетательные скважины рекомендуется применение следующих технологий совершенствования заводнения для терригенных коллекторов в качестве первоначального способа совершенствования заводнения предлагается закачка растворимых поверхностно-активных веществ (типа ОП-10, АФ₉-12) при первичном вытеснении нефти, а при достижении средней стадии выработанности залежи нефти предлагается закачка в заводнённые пласты гидрофобной эмульсии (нефтенол НЗ). Далее в обводнённые пласты планируется закачка сшитых полимерных систем (СПС) на основе полиакриламида с ацетатом хрома. Для карбонатных коллекторов турнейского горизонта при достижении средней стадии выработанности в качестве способа совершенствования заводнения предлагается закачка в обводнённые пласты сшитых полимерных систем (СПС).

В качестве метода интенсификации притока к скважине в терригенных коллекторах предлагается воздействие на призабойную зону пласта кислотными поверхностно-активными веществами (КПАС). В качестве методов стимуляции карбонатных пластов предлагается проведение направленных солянокислотных обработок призабойной зоны пласта. На более поздней стадии выработанности запасов нефти в скважины закачивается соляная кислота для создания каверн-накопителей.

Сущность метода применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) основана на повышении нефтевытесняющих свойств воды и активизации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счёт снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания. Применение ПАВ способствует отмыву плёночной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти.

Цель эмульсионной обработки: увеличение охвата пласта и выравнивание его приемистости; снижение обводнённости продукции добывающих скважин; повышение нефтеотдачи пласта по обрабатываемому участку. Указанная цель достигается путём обработки нагнетательных скважин высококонцентрированными эмульсионными растворами. Данная технология может быть использована при разработке нефтяных месторождений на любой стадии заводнения.

Технология применения кислотных поверхностно-активных составов направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счёт увеличения охвата пласта воздействием при заводнении достигаемого закачкой через нагнетательные скважины КПАС и интенсификации притока нефти на эксплуатационных скважинах. Разработан высокоэффективный кислотный поверхностно-активный состав (КПАС), содержащий наряду с неионогенным моющим ПАВ и смесью ингибированной соляной и плавиковой кислот, специально подобранный растворитель АС-10, который находится в виде устойчивой микроэмульсии прямого типа (масло в воде), т.е. обладает чрезвычайно развитой поверхностью контакта. В таком состоянии очистные свойства КПАС в отношении заасфальтированной, запарафинизированной и заглинизированной поверхности ПЗП проявляются в наибольшей степени.

Технология направленной солянокислотной обработки (НСКО) включает последовательную закачку в скважину и продавки в пласт “меловой” гидрофобной эмульсии, высоковязкой структурированной обратной эмульсии и водного раствора соляной кислоты. Соляная кислота разрушает “меловую” эмульсию в неработающих участках и получает свободный доступ к карбонатному коллектору. Таким образом, кислота направляется только в неработающие зоны неоднородного пласта.

Искусственное кавернообразование в призабойной зоне пласта, осуществляется путём проведения многократных кислотных ванн, является одним из способов повышения гидродинамической связи пласта со скважиной. Назначение кислотной ванны - очистка поверхности забоя от загрязняющих материалов - остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых соединений из пластовых вод и пр. При создании забойных каверн достигается существенное увеличение площади фильтрации, а также растворение наименее проницаемой части ПЗП, образованной в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта.

Выполнение плана по дополнительной добыче от методов увеличения нефтеотдачи, применяемых на Ивашкино-Мало-Сульчинском месторождении приведена в таблице 1.

Таблица 1. Дополнительная добыча нефти за 2007 год

Данные таблицы наглядно показывают высокую успешность физических методов, таких как горизонтальное бурение, бурение боковых стволов, дилатационное волновое воздействие, гидроразрыв пласта, электровоздействие. Так же необходимо отметить успешность физико-химического метода - направленного солянокислотного воздействия. Все эти методы превзошли плановые дополнительные дебиты нефти, и могут быть рекомендованы для дальнейшего применения.

Ивашкино-Мало-Сульчинское месторождение вступило в позднюю стадию разработки и естественным ограничением возможностей вторичных методов разработки ежегодно увеличивается количество нерентабельных скважин, и на данный момент составляет 31 шт., т.е. около 13% от всего фонда скважин.

В то же время в продуктивных пластах остается еще значительное количество невыработанных запасов углеводородов в застойных зонах и в «линзах».

Потенциальная добыча нефти от фонда нерентабельных скважин может составлять более 100 тыс. т. в год. Восстановление бездействующего фонда скважин бурением бокового ствола обходится дешевле в среднем на 40%, чем бурение новых скважин. В условиях острого дефицита инвестиций строительство боковых стволов является эффективным средством интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

Практика проведения бурения боковых стволов показывает, что данная методика оправдывается с точки зрения технико-экономических показателей. На скважинах №№ 1869,1871, 4925 такая методика проведена в апреле 2007. На скважине №4925 обводненость начала расти с третьего месяца после забуривания, но к сентябрю поднявшись до 32% осталась на прежнем уровне.

Строительство боковых стволов позволяет:

- восстановить фонд эксплуатационных скважин из не рентабельного и бездействующего фонда;

- увеличить продуктивность или приемистость ранее пробуренных скважин;

- сократить затраты времени и средств на проведение работ по обустройству и подключению скважин к системе сбора и закачки;

- вскрыть и подключить к разработке оставшихся целиков и пропущенных нефтяных пластов.

Поэтому бурение боковых стволов является перспективным и экономически целесообразным.

Выбор фонда скважин для предлагаемого метода воздействия, их конструкция и технологические характеристики.

Залежи нефти на месторождениях Татарстана делятся на два типа: залежи массивного типа приурочены к карбонатным коллекторам нижнего и среднего карбона и залежи пластового типа, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных перемычек, которые приурочены к отложениям нижнего карбона и девона.

При выборе скважин, подлежащих восстановлению боковыми стволами, должна быть произведена геологическая, экономическая и техническая оценка этих работ, с учетом:

- потенциальной величины извлекаемого запаса (запасы нефти на скважину должны быть рентабельны) и минимального начального дебита бокового ствола;

- технического состояния скважины и затрат на ее восстановление, (текущей характеристики скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, качества ее крепления);

- целесообразности строительства бокового ствола исходя из фактического пространственного положения ствола скважины.

При этом следует руководствоваться следующими основными требованиями:

- профиль проектного бокового ствола должен минимизировать затраты на его проводку с учетом требований его дальнейшей эксплуатации и технической возможности ее реализации имеющимися техническими средствами. Величина отхода от точки забуривания до начала эксплуатационного забоя ограничивается техническими характеристиками буровой установки, инструмента и глубиной забуривания;

- траектория бокового ствола должна исключать вероятность пересечения с существующими и проектными стволами соседних скважин;

- поиск вариантов использования нерентабельных и бездействующих скважин для бурения боковых стволов, необходимо осуществлять с использованием автоматизированных программ.

Выбор и обоснование строительства боковых горизонтальных стволов (БГС) производится согласно методическому руководству РД 39-0147585-214-00. Подход к заложению каждой БГС должен быть индивидуальным, в том числе и с геологической точки зрения.

Результаты оценки должны быть оформлены протоколом, согласованным со службой геологического обоснования строительства скважин института «ТатНИПИнефть» до начала производства работ.

При вскрытии проектных объектов необходимо стремиться к тому, чтобы боковой ствол скважины (БС) проходил на участках пласта с максимальной нефтенасыщенностью. При бурении бокового горизонтального ствола (БГС), толщина продуктивного пласта по вертикали должна быть не менее 3 м в связи с тем, что башмак обсадной колонны устанавливается в кровле продуктивного пласта.

При проводке условно-горизонтального участка (нисходящий, восходящий, горизонтальный и синусоидальный), в зависимости от его длины, толщина пласта по вертикали по проектной траектории должна быть не менее:

- до 100 м ……………………………………………………….. 3м;

- до 200 м ………………………………………………………. 4м;

- до 300 м.……………………………………………………… 5м.

Критерий допуска по вертикали связан с технической характеристикой применяемых инклинометров (система МWD, АМК «Горизонт», ИМММ и др.), имеющих погрешность ± 0,5⁰.

Н _верт. = Соs 89⁰ х 100 = 0,01745 х 100 = 1,745 м,

Н _верт. = Соs 89⁰ х 200 = 0,01745 х 200 = 3,39 м,

Н _верт. = Соs 89⁰ х 300 = 0,01745 х 300 = 5,235 м.

Минимальное расстояние между горизонтальным участком ствола скважины и водонефтяным контактом (ВНК) должно быть: в бобриковском и тульском горизонтах - не менее 3 м; в турнейском ярусе и башкирско-серпуховском горизонтах - не менее 10 м (если имеется зона полного поглощения промывочной жидкости или высокопроницаемый коллектор - не менее 15 м).

скважина магниевый кислотный пласт

7. Конструкция и технологические характеристики БС

Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами с диаметром 146 мм и 168 мм. По данным ГИС проводится расчёт эксплуатационной колонны по методике, приведённой в приложении А, для оценки её соответствия условиям и задачам эксплуатации скважины. В случае несоответствия эксплуатационной колонны условиям эксплуатации производится спуск и цементирование дополнительной колонны до устья скважины по дополнительному плану. Для боковых стволов рекомендуются обсадные трубы диаметром 101,6 мм и 110 мм (114,3 мм). Размеры обсадных труб приведены в таблице 2.

Таблица 2. Размеры обсадных труб

Боковой ствол может быть представлен двумя вариантами конструкции эксплуатационного забоя:

- открытого типа со спуском фильтров или без;

- закрытого типа со сплошным цементированием «хвостовика», включая интервал горизонтального участка.

Конструкция открытого типа предусматривает цементирование верхней части дополнительной колонны или «хвостовика». При конструкции эксплуатационного забоя закрытого типа осуществляется сплошное цементирование дополнительной колонны или «хвостовика» в одну или две ступени.

Крепление БС предусматривает обсаживание пробуренного ствола «хвостовиком» со спуском его на разъединительном устройстве конструкции Лениногорского УБР. «Голова» «хвостовика» должна находиться выше интервала зарезки бокового ствола на 70-100 м.

Возможно применение и других конструкций хвостовиков, не ухудшающих качество заканчивания бокового ствола.

В случае открытого забоя компоновка «хвостовика» включает:

- посадочный адаптер (разъединитель);

- подвеску «хвостовика»;

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

- посадочный адаптер (разъединитель);

- обсадные трубы;

- пакер с муфтой манжетного цементирования или пакер-манжету;

- «стоп» кольцо и обратный клапан;

- патрубок цементировочный и заглушку;

- фильтры, центраторы и башмак.

В случае закрытого эксплуатационного забоя конструкция «хвостовика» следующая:

- посадочный адаптер;

- подвесное устройство;

- обсадные трубы;

- центраторы;

- стоп-кольцо и обратный клапан;

- перфорированный патрубок;

- башмак.

Выводы и рекомендации по интенсификации добычи нефти на Ивашкино-Мало-Сульчинском месторождении.

Состояние разработки месторождения удовлетворительное. За 2007год по месторождению добыто 143,734 нефти (выполнение норм отбора составило 100,1 %). В продуктивные отложения закачано 429,835 тыс.м^З воды, нормы закачки выполнены на 81,8%. На скважинах турнейской залежи №№ 1558, 1589, 9037, 9092, 9093. Продолжается эффект от проведения КГРП предыдущего года. За счет КГРП дополнительная добыча нефти составила в 2007 году - 5,974 т., с начала мероприятия - 9,855т. Получена высокая дополнительная добыча нефти при применении физических методов интенсификации притока, в том числе и методом бокового бурения.

Продолжать внедрять успешные методы интенсификации притока к скважинам. Пробурить боковые стволы в скважинах №№ 1537, 1531, 9024, 9028, 1582, 9072, 9083. Ввести в эксплуатацию зарезкой бокового ствола скважины № 496, 1509, 9043 - из пьезометрического фонда, № 1505 - из глубокого бездействия, № 1534 - из малодебитного фонда. Выбор данных скважин обосновывается данными ГИС которые указывают на нахождение не вовлеченных в разработку нефтяных пропластков в верхней части пласта с толщиной продуктивного слоя более 3 метров, что обеспечит их высокую окупаемость.

Размещено на Allbest.ru