Основы добычи нефти и газа

· анализ экономических показателей.

Заключительной составной частью анализа является прогноз процесса разработки, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие:

· технологические -- обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объёма добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

· экономические -- обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др.

Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки: выполнение планируемой добычи нефти при минимальных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить высокую экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы: без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.

Регулирование разработки осуществляется в течение всей продолжительности эксплуатации месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать следующие основные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования -- обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействия на призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводнённых скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводнённым скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в нефтепродуктах, изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной её добычи при возможно меньших объёмах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков, выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвёртой завершающей стадии -- дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт--скважины--нефте-газоводосборные трубопроводы -- установка подготовки нефти и воды -- водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учёт их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очерёдность их ввода в эксплуатацию; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин.

Технические ограничения накладываются системой ППД; максимальной производительностью подъёмного оборудования скважин; максимальной пропускной способностью трубопроводов и мощностью насосных станций системы сбора и транспорта продукции; максимальной производительностью системы подготовки нефти; мощностью установок и их пропускной способностью систем очистки и утилизации пластовой попутной воды.

К планово-экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.).

Проявления рассмотренных ограничений связаны со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования.

3.8 Задачи, виды и методы, технология исследования скважин и пластов

Основная задача исследования залежей и скважин -- получение информации о них

для подсчёта запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всего периода эксплуатации месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчёта запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддаётся непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путём пересчёта по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебёдки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиоактивный каротаж -- гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия, профелеметрия) и т. п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, смол, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации. К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебито-и расходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования в работающую нагнетательную скважину на электрическом кабеле спускают скважинный прибор - расходомер (в добывающую скважину - дебитомер), датчик которого подаёт на поверхность электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводнённые интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Гидродинамические методы исследования основаны на измерении дебитов и забойных давлений или их изменений во времени. При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приёмистости) скважин К_пр, гидропроводность пласта е, пластовое давление p_пл, пьезопроводность пласта , комплексный параметр (r_с - приведённый радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями - проницаемость k и радиус r_c.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (методы восстановления давления и уровня и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют соответствующие службы нефтедобывающих предприятий в сроки, оговорённые специальным планом-графиком. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежей и скважин. Способ эксплуатации скважин накладывает определённые технические ограничения на гидродинамические исследования. Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией параметров) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация параметров осуществляется специальным электронным запоминающим устройством, информация с которого после извлечения прибора на поверхность подвергается компьютерной обработке по соответствующим программам.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину.

Описание приборов и оборудования для гидродинамических исследований скважин, их технические характеристики более подробно изложены в лабораторной работе №5 (см. главу 4).

По данным исследования скважин получают необходимые сведения для проектирования и осуществления разработки залежи, устанавливают технологический режим работы этих скважин или принимают решения о необходимости повышения их продуктивности. Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры эксплуатационного оборудования, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно уравнению притока. С позиции притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которой понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиями рациональной эксплуатации залежи, охраной недр и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъёма продукции на поверхность заданный максимальный дебит, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования эксплуатационного оборудования, называют технической нормой добычи нефти или оптимальным дебитом. Значения заданного дебита или забойного давления устанавливаются проектом разработки. Технологический режим определяют при помощи индикаторной диаграммы, на которую дополнительно наносят данные о количестве добываемой воды (обводнённость), газа (газовый фактор), твёрдых мелкодисперсных частиц в зависимости от депрессии, и регулировочных кривых, которые представляют собой зависимость дебита и других показателей от параметров эксплуатационного оборудования.

При нормировании отбора все скважины подразделяют на две группы: с ограниченными и неограниченными отборами. Дебит скважин ограничивается геолого-технологическими и техническими причинами. К первым относятся степень устойчивости пород продуктивного пласта; наличие подошвенной воды и верхнего газа; необходимость обеспечения условия p_з ? 0,75 p_н; необходимость ограничения объёма добываемой воды и др. Техническими причинами являются недостаточная прочность эксплуатационной колонны и возможное смятие её при значительном снижении p_з; ограниченная мощность эксплуатационного оборудования; минимальное забойное давление фонтанирования; вредное влияние газа на работу скважинных насосов и др. Таким образом, геолого-технологические и технические причины ограничивают значения p_з, обусловливающего дебит скважины. Неограниченный отбор жидкости допустим в скважинах либо малодебитных, эксплуатирующих истощённые пласты с низким p_пл, либо в сильно обводнённых (более 80 %) при форсировании отборов. В обоих случаях должны отсутствовать образование песчаных пробок в стволе, рост газового фактора и обводнённости продукции.

В уравнении притока величина p_пл не является регулируемой применительно к конкретной скважине. Показатель степени n косвенно зависит от коэффициента пропорциональности K_пр. При n = 1 коэффициент пропорциональности численно равен коэффициенту продуктивности

. (3.93)

Гидропроводность е и проницаемость k определяются по данным исследования при установившихся (е_уст и k_ycт) и неустановившихся (е_неуст и k_неуст) режимах. Если е_уст < е_неуст, то необходимо осуществить воздействие на призабойную зону пласта с целью увеличения проницаемости k или расширения работающего интервала h. Целесообразно при выборе метода воздействия использовать результаты послойного изучения разреза дебитометрическими, термодинамическими и геофизическими методами, что позволит выделить влияние k и h на величину е и оценить качество вскрытия пласта и освоения скважины. При определении приведенного радиуса r_с оцениваются качество вскрытия перфорацией и коэффициент совершенства скважины. Уменьшение k, h и r_с, а для аномальных нефтей также рост эффективной вязкости, зависящей от созданной депрессии, обусловливают дополнительные фильтрационные сопротивления в призабойной зоне и, как следствие, уменьшение производительности скважины. Эти изменения относят либо к проницаемости, либо к приведённому радиусу. Ухудшенную зону рассматривают также как тонкий слой (скин), а её влияние на производительность скважины называют скин-эффектом. Величину скин-эффекта можно определить по формуле В. Н. Щелкачёва

(3.94)

или из уравнения Ван- Эвердингена и Хёрста

, (3.95)

т. е.

, (3.96)

где S -- скин-эффект; k, k₁ -- проницаемость удалённой и ухудшенной зон; r_сд -- радиус совершенной скважины по долоту; R_к - радиус контура питания; Дp = p_з(t) - p_з0 - увеличение забойного давления во времени t после остановки скважины по отношению к установившемуся давлению p_з0 перед остановкой; ; м - динамическая вязкость жидкости.

Из уравнения (2.95) следует, что скин-эффект выражает потерю полезной депрессии вследствие дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. При загрязнении призабойной зоны (k > k₁) величина S положительна, а при k < k₁ -- отрицательна. Ю. А. Балакиров рекомендует k, R_к, k₁ и r_сд определять по кривым соответственно восстановления и падения (после подлива) давления.

3.9 Методы повышения нефтеотдачи пластов

3.9.1 Гидродинамические методы

Назначение гидродинамических методов -- увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объёмов пласта вытесняющей водой путём оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не требуют существенного изменения её.

Циклическое заводнение.

Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скважин. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4 -- 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75--80 сут.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5--6% и более, тогда как на поздней -- лишь 1--1,5%); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5--0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объём закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления-- сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может привести к их замерзанию и замерзанию водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

Изменение направлений фильтрационных потоков.

Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойдённые водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объём закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счёт дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводнённость и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Создание высоких давлений нагнетания.

Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эффективность заводнения. В практике заводнения наблюдается тенденция к повышению давления нагнетания на устье до 16-20 МПа, а в отдельных случаях даже до 40 МПа.

Обобщение опыта заводнения и специальные исследования показали следующее: при низких давлениях закачки воды заводнением охватывается только 20-25 % нефтенасыщенной толщины пласта; при определённых давлениях нагнетания проницаемые коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикального горного увеличивается величина интервалов пласта, принимающих воду (охват толщины заводнением).

Применение высоких давлений нагнетания обеспечивает: увеличение текущих дебитов скважин и пластового давления; снижение обводнённости продукции за счёт более интенсивного притока нефти из малопроницаемых пропластков; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счёт относительно большего увеличения приёмистости малопроницаемого пропластка по сравнению с высокопроницаемым.

Применение метода требует решения многих технических задач. Необходимы насосы повышенной мощности, сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых разводящих водоводов, рассчитанных на высокое давление. Возможно использование существующих КНС и водоводов, но тогда у нагнетательных скважин устанавливаются индивидуальные дожимные установки, например погружные ЭЦН, с рабочим давлением до 30 МПа, расположенные в скважинах-шурфах. Необходимо также обеспечить надёжность конструкций нагнетательных скважин, разработать более надёжные конструкции пакеров и др. Применение метода может явиться основой внедрения и других методов - циклическое заводнение, полимерное заводнение и др.

Форсированный отбор жидкости

Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин, т.е. в уменьшении забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводнённых пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают:

· обводнённость продукции не менее 80-85 %, соответствующая началу завершающей стадии разработки;

· высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;

· возможность увеличения дебитов, т.к. коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, эксплуатационная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна.

Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максиму дебита нефти.

3.9.2 Физико-химические методы

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводнённых пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой. Увеличение нефтеотдачи обеспечивается применением десятков различных технологий с введением в продуктивные пласты ещё большего количества различного рода химических реагентов. Одни из них, например, поверхностно-активные вещества (ПАВ), растворители, углекислый газ и др. позволяют частично или полностью устранить негативное влияние капиллярных сил. Другие изменяют реологические свойства и структуру фильтрационных потоков пластовых флюидов, снижают гидродинамическую анизотропию пласта. К ним относятся полимерные растворы, гели, эмульсии, пены. Количество классификаций методов перевалило за десяток: классификации с точки зрения воздействия на пласт, классификации с точки зрения химизма работы и др.

С точки зрения предприятия промысловой химии предлагается классифицировать методы увеличения нефтеотдачи по принципу схожести применяемого оборудования, приёмов работ, правил безопасности. На основании этого предлагается следующая группировка методов и составов:

· гелеобразующие составы;

· осадкообразующие составы;

· эмульсионные составы.

В рамках каждой из групп имеются технологии для воздействия на коэффициент вытеснения, воздействия на коэффициент охвата и другие виды воздействия, но все они сгруппированы по признакам схожести методов приготовления, методов контроля и применяемым реагентам.

В институте химии нефти СО РАН реализован принцип, в рамках которого нефтевытесняющий флюид рассматривается как физико-химическая система с отрицательной обратной связью, позволяющая ему длительное время сохранять свои функции. С этой целью предложено использовать щелочные буферные системы с максимумом буферной ёмкости в интервале pH от 9,0 до 10,5 для обеспечения отрицательной обратной связи в нефтевытесняющих композициях ИХН, ИХН -60, ИХН-100 и др. На основании исследования физико-химических процессов, протекающих при вытеснении нефти растворами ПАВ, разработаны критерии подбора композиций ПАВ с учётом термодинамических и кинетических параметров системы нефть-порода-вода-ПАВ, влияющих на эффективность вытеснения нефти из пористой среды. Предложены композиции с регулируемой щёлочностью для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов с учётом свойств конкретных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья. В состав композиций входят ионогенные или неионогенные ПАВ в определённых соотношениях, а также щелочные буферные системы (pH от 9,0 до 10,5): боратная, аммиачная система, содержащая аммиак и органическую кислоту. Концепции, реализованные в композициях ИХН, развиты в направлении использования тепловой энергии пласта для генерирования нефтевытесняющих систем - композиций ИХН-КА - непосредственно в пласте. При этом в пласте образуется углекислый газ и щелочные буферные системы в процессе гидролиза. Анализ физико-химических и нефтевытесняющих свойств композиций ИХН-КА применительно к условиям месторождений Западной Сибири показал, что они совместимы со всеми пластовыми водами, на 15-20 % повышают коэффициент вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов, технологичны в применении, экологически безопасны. Технология физико-химического воздействия на нефтяной пласт композициями ИХН-КА позволяет объединить преимущества как заводнения пласта с растворами щелочей и ПАВ, так и воздействия на него углекислым газом. В состав композиций ИХН-КА включены неионогенное и анионактивное ПАВ, аммиачная селитра и карбамид.

К гелеобразующим относится группа химических составов, формирующих в пласте студнеобразную массу (гель) под действием различных физических и химических процессов. Гель может также приготовляться на поверхности, а упрочнение его структуры специальными сшивателями (нитрат хрома, хромокалиевые квасцы, ацетат хрома и др.) осуществляется внутри пористой среды. К этим составам относятся сшитые большеобъёмные гелевые системы (водный раствор полиакриламида концентрации 0,1 % - 0,2 % и более, сшиватель концентрации 0,015 % - 0,06 %), закачиваемое количество которых находится в пределах от 1000 до 10000 м³ в зависимости от геологического строения пласта, его проницаемости, приёмистости нагнетательных скважин. Для применения на месторождениях, находящихся в заключительной стадии разработки, либо на месторождениях, имеющих зоны интенсивного прорыва воды («языки обводнения»), технология закачки полимерного раствора может применяться в более жёстком виде. Для придания составу жёсткости в раствор полимера добавляют бентонитовую глину с концентрацией 0,1 % - 0,3 %. Взвешенная дисперсия бентониновой глины в полимере траспортируется в высокопроницаемые зоны. Частицы набухшей глины армируют молекулы полимера, образуя крупные ассоциаты, слабо фильтрующиеся в высокопроницаемых зонах.

Полимерно-гелевый состав «Темпоскрин» представляет собой радиационносшитый полимер, который при растворении в воде образует зернистый гель с заданными реологическими свойствами. В качестве сырья используются различные марки полиакриламида. Применяется в виде водного раствора с рабочей концентрацией 0,2 - 0,5 %; объём закачки в скважины составляет 200 - 500 м³ , в зависимости от их приёмистости. Состав рекомендуется к применению на месторождениях с ярко выраженными участками прорывов воды, и продуктивные пласты которых имеют значительную послойную неоднородность.

В последнее время используются неорганические гели, создаваемые непосредственно в пласте. К ним относятся составы ГАЛКА, ГАЛКА -Термогель, МЕТКА (термообратимый гель) и др. Формирование в пласте свободно - или связнодисперсных систем (золей и гелей) возможно конденсационным способом, в частности на основе известного в аналитической химии принципа «возникающих реагентов (гомогенного осаждения)». В рамках этого принципа, реализующегося за счёт тепловой энергии нефтяного пласта или энергии закачиваемого теплоносителя, неорганическая система непосредственно в пласте генерирует неорганический гель и СО₂. В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (соль алюминия - карбамид - вода - ПАВ), и за счёт тепловой энергии пласта или энергии закачиваемого теплоносителя один из компонентов системы постепенно гидролизуется. Происходит гидролитическая поликоденсация его мономерных единиц, так что через определённое время во всём объёме раствора образуется гель.Время его образования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. Гель снижает проницаемость породы пласта по воде в 4-35 раз. Степень снижения проницаемости тем выше, чем больше исходные водонасыщенность и проницаемость породы пласта. Присутствие ПАВ в растворе усиливает смачивание породы нефтяного коллектора, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора. Гель вызывает перераспределение фильтрационных потоков, выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин и снижение обводнённости продукции добывающих. Гелеобразующие системы, представляющие собой изначально маловязкие растворы (1,5-2,5 мПа·с) с рН 2,5-3,5, способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать (подавлять) набухаемость глин. Растворы могут быть приготовлены на воде любой минерализации. Эти системы предназначены для использования на месторождениях как для ранней, так и для поздней стадий их эксплуатации, в пластах, характеризующихся высокой неоднородностью и низкой проницаемостью. Рекомендованы к широкому применению на месторождениях Западной Сибири, Коми.

К осадкообразующим составам относят смеси химических реагентов, образующие в порах пласта жёсткий нерастворимый осадок. Как правило, осадкообразующие составы состоят из двух компонентов, последовательно закачиваемых в пласт. В пласте происходит химическая реакция, в результате которой выделяется осадок. Зона, обработанная осадкообразующим составом, практически выключается из процесса разработки. Эти составы рекомендуется применять, в основном, на завершающих этапах разработки, когда отключение промытых зон не может нанести существенного ущерба и снизить количество извлекаемых запасов. К осадкообразующим составам относятся следующие: Гивпан в сочетании с хлористым кальцием; жидкое стекло в сочетании с соляной кислотой; сульфатно-содовая смесь.

Эмульсионные составы отличаются относительно непродолжительным временем существования в пластовых условиях (по сравнению с осадко-и гелеобразующими системами). Поэтому эмульсионные составы чаще используют в комплексе с интенсифицирующим воздействием. При этом пачка эмульсионного состава поступает в наиболее проницаемую промытую часть пласта и блокирует его. Следующая за эмульсией пачка интенсифицирующего состава (например, кислотного), отклоняется в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки и интенсифицирует их работу. В качестве углеводородной фазы могут применяться нефть, дизельное топливо, газовый бензин, гексановая фракция. Эмульсионный состав включает в себя нефть 30 %, воду 67 %, эмульгатор (например, «Нефтехим», «Сонкор», «Нефтенол ГФ» и др.) 3 %. Для приготовления эмульсионно-суспензионного состава в эмульсию добавляют до 1-2 % бентонитовой глины в зависимости от приёмистости скважины, что значительно увеличивает вязкость системы.

3.9.3 Тепловые методы

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению её подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причём отмечается тенденция её возрастания. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические -- закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические -- внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя

Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения t_кип (насыщения) при постоянном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости х_п (отношение массы сухой паровой фазы к массе смеси). При 1 > х_п > 0 имеем влажный насыщенный пар, а при х_п = 1 -- сухой насыщенный пар (неустойчивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет температуру больше t_кип. При охлаждении перегретого пара при постоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теплота парообразования (конденсации) и дальше частично теплота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода.

Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления р_кр^в = 22,115 МПа и температуры t_кр^в = 374,12 °С (при этом удельный объём V_кр^в = 0,003147 м³/кг и плотность с_кр^в = 317,7629 кг/м³).

Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, достигается при температурах 320--340 °С и давлениях 16--22 МПа. Причём вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворённую в ней нефть. Критическая температура растворения снижается в пористой среде на 10--20 °С, а при добавке к воде углекислого газа в объёмном соотношении 1:5 (в атмосферных условиях) до 250 °С. Сопоставительными лабораторными опытами вытеснения нефти водой с поинтервальным ступенчатым повышением температуры закачиваемой воды установлено, что суммарный коэффициент вытеснения повышается до 0,67 при температуре 250--300 °С и до 0,97 при температуре 300--310 °С и давлении 18--20 МПа. Полное вытеснение убеждает, что происходит взаимное смешение воды и нефти.

Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти действует во всей области его существования в интервале температур 100--370 °С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Однако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для пара. Пар, как маловязкий рабочий агент, обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5--0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3--0,35. Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Создать надёжные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удаётся. Недостаток поверхностных теплогенераторв - большие потери теплоты в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможную интенсивность нагнетания теплоносителя (пара 100 -250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700--1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700--1800 м из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3--0,4 объёма обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают её по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических обработках (стимуляции) добывающих скважин в скважину в течение 15 -- 25 сут закачивают пар удельной массой 30 -- 100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5 -- 15 сут для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2--3 мес. Полный цикл занимает 3 -- 5 мес. и более. Обычно всего бывает 5 -- 8 циклов за 3 -- 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1--2)·10⁴ м²/скв. На 1 т закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,5--2 т нефти (при уменьшении от 10 -- 15 до 0,5 -- 1 т).

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении её по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5 -- 15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых её фракций). На это требуется 300 -- 500 м³ воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м³) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2 -- 3 л/м³) и сверхвлажное (более 2 -- 3 л/м³) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5 -- 3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5 -- 2 раза) и снижению температуры (от 500-- 540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10--20 % СО₂) и др. Охват по толщине составляет 0,6 -- 0,7, а нефтеотдача -- 0,4 -- 0,6, причем это в 2--3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путём коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газов (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.

Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путём самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приёмистость нагнетательных скважин и давление нагнетания, размеры пароводяной и выжженной зон, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи). Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966 г.), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей.

3.10 Основы и общие принципы проектирования разработки нефтяных месторождений

Основной принцип разработки нефтяных месторождений в РФ заключается в следующем: каждое нефтяное месторождение разрабатывают таким образом, чтобы при заданном объёме материальных и трудовых ресурсов была получена максимальная добыча нефти, определяемая экономическими потребностями, при возможно более полном извлечении из недр всех полезных ископаемых и соблюдении мер по охране недр и окружающей среды. Реализация основного принципа разработки нефтяных месторождений предполагает соблюдение важнейшего условия: планируемая добыча нефти должна быть получена при наименьших затратах.

На различных стадиях поисково-разведочных работ на нефть и газ проводят подсчёт ресурсов или запасов углеводородов (УВ). При этом категории запасов УВ и методика их расчёта в зависимости от степени разведанности территорий и площади различаются. Мстиславская Л.П. и Филиппов В.П. («Геология, поиски и разведка нефти и газа».- М.: ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2005 г.) дают общую схему подразделения ресурсов и запасов УВ (нефть, газ, газоконденсат) по категориям (таблица 1).

К ресурсам отнесено количество УВ возможно содержащихся в недрах слабо изученных территорий (не разведанных), либо - в неизученных или слабо изученных частях разреза отложений, а к запасам отнесено количество УВ, которое достаточно разведано, доказано бурением и содержится, в основном, в открытых залежах и месторождениях.

К категории Д₁ отнесены прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной нефтегазоносностью. К категории Д₂ отнесены прогнозные ресурсы УВ, которые оцениваются в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых ещё не доказана.

Перспективные ресурсы, относящиеся к категории С₃, подсчитываются на подготовленных к глубокому бурению площадях, либо - в пределах, не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если их продуктивность установлена на других площадях района. По прогнозным и перспективным ресурсам рассчитываются извлекаемые ресурсы, т.е. то количество УВ, которое можно извлечь из прогнозных и перспективных горизонтов при современных условиях технологии добычи УВ.

К запасам категории С₂ относят те запасы УВ, которые достаточно обоснованы на основании геолого-геофизических исследований. Запасы категории С₂ используются для выявления перспектив нефтегазоносности месторождения и планирования последующих геолого-разведочных работ. Степень разведанности открытых месторождений нефти и газа уменьшается при переходе от категории А к категории В и от категории В к категории С₁. К разведанным запасам категории С₁ отнесены запасы залежи УВ или её части, нефтегазоносность которых подтверждена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах и результатов опробования пластов в нескольких скважинах.

Параметры залежи категории С₁ могут быть использованы для составления технологической схемы разработки нефтяного месторождения или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. В категорию запасов В включаются запасы залежи УВ (или её части), нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических уровнях. Параметры залежи УВ категории запасов В позволяют приступить к составлению проекта разработки залежи. Запасы категории А залежи или её части изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров, эффективной нефтенасыщенной (или газонасыщенной) толщины пласта, типа коллектора характера изменения коллекторских свойств, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также особенностей залежей от которых зависят условия её разработки. Запасы, относящиеся к категории А, подсчитываются в соответствии с утверждённым проектом разработки месторождения нефти и газа.

Балансовые запасы - запасы УВ местоскоплений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые запасы - запасы УВ залежей, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически (технологически) невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учётом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

В Российской Федерации принята следующая номенклатура проектных документов: принципиальная схема разработки (или проект пробной эксплуатации); технологическая схема (или проект) опытно-промышленной разработки; технологическая схема разработки; проект разработки; уточнённый проект разработки; проект доразработки.

Основные технологические проектные документы на промышленную разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений -- технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, связанных с их добычей. Проект разработки составляется для месторождения, введённого в разработку на основании схемы или не введённого в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами.

Проектирование разработки нефтяных месторождений включает подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение технологических и экономических расчётов, расчётов по выбору способов и технологического оборудования по добыче нефти. При расчёте технологических показателей разработки месторождений необходимо располагать исходными данными, т.е. геолого-промысловой характеристикой месторождения. Геолого-промысловую характеристику в основном представляют:

· общие сведения о районе месторождения - географическое и административное расположение района месторождения; рельеф местности, гидросеть, климат и др.;

· геологическая характеристика месторождения - история геологического изучения района; стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность и др.;

· геологическая характеристика залежи (продуктивного пласта, эксплуатационного объекта) - детальная корреляция продуктивной части разреза в скважинах, положение ВНК и ГНК; геометрия залежи;

· литолого-физическая характеристика коллектора;

· свойства пластовых флюидов: нефти в пластовых условиях, дегазированной нефти, растворённого и выделившегося при разгазировании газа и др.;

· энергетическая и эксплуатационная характеристики залежи - пластовые давления (начальное, текущее) и температура, геотермический градиент, закономерности в изменении пластовых давлений и температуры, а также допустимое их снижение при разработке и др.;