Размещено на http://www.allbest.ru/

Технологии разработки залежей углеводородов

Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений.

Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов.

Рациональная система разработки - это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти.

С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются.

Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов).

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений.

Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.

Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи.

Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.

По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод).

Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.

По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади.

Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов.

По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт

В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.

Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.

Характеристики системы разработки:

фонд скважин - общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи. Подразделяется на основной и резервный. Основной - число скважин для реализации проекта разработки. Резервные скважины планируют с целью вовлечения в разработку не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также для повышения эффективности воздействия на пласт. Число скважин резервного фонда зависит от геологического строения пласта;

удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.

интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.

залежь углеводород нефтеотдача пласт

Показатели разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

добыча жидкости - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

добыча газа - отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,

накопленная добыча - отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции в долях от запасов нефти:

темп разработки - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам. Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций.

В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия - период падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период (четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а средний за весь период должен быть в пределах 3 - 5 % в год.

обводненность продукции (отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды),

темп отбора жидкости (отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти),

водонефтяной фактор (отношение значений добычи воды к нефти в м³/т), - пластовое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в пласт реагентов и пр.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе разработки природная пластовая энергия истощается и пластовое давление снижается при всех режимах работы залежи.

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и высоких коэффициентов извлечения, характерных для напорных режимов - искусственное поддержание пластовой энергии.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на искусственном заводнении коллекторов и повышением эффективности заводнения. Осуществляются путем реализации различных способов законтурного, внутриконтурного, площадного и других систем заводнения, а также свойствами используемого реагента.

Рис. 1 График разработки пласта

Т-время разработки, Р - пластовое давление, q - текущая добыча нефти, В - обводненность нефти, Г - газовый фактор, n - число действующих скважин.

Эффективность заводнения заключается в повышении отмывающей способности вытесняющего агента и его вязкости, снижении вязкости вытесняемой нефти.

Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями) по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.

Графическим методом определяют соотношение отбора жидкости с изменением параметров эксплуатируемого объекта (рис.1).

Особенности разработки газовых месторождений обусловлены гораздо меньшей вязкостью и плотностью газа по сравнению с нефтью и значительной сжимаемостью. Вследствие большой упругости сжатый газ обладает запасом энергии для фильтрации в пористой среде. Вследствие малой плотности забойное давление близко к устьевому и приток газа возможен при пластовом давлении близком к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать более высоких значений (90 - 95 %). Разрабатывать месторождение можно более разреженной сеткой скважин при упругом, водонапорном и газонапорном режимах.

Залежи газа, содержащие растворенные жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и в пласте при снижении давления. Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до соответствующего давления и нагнетается обратно в пласт.

Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) в свою очередь есть произведение коэффициентов вытеснения, охвата, вскрытия.

Коэффициент вытеснения определяется в лаборатории на образцах керна насыщенных нефтью по результатам нагнетания через них воды.

В зависимости от причин, вызывающих низкую нефтеотдачу различают следующие виды остаточной нефти:

нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами,

нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), неохваченных воздействием вследствие неоднородного строения пород и неравномерного продвижения вытеснения,

пленочная и оставшаяся в капиллярных каналах нефть позади зоны вытеснения.

Коэффициент нефтеотдачи общий

з = з_вскр з_охв з_вытес

которые учитывают соответственно - долю объема вскрытых скважинами продуктивных пластов, полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения, полноту вытеснения нефти из пласта.

Повышение эффективности естественных режимов работы залежей нефти и газа достигается применением различных искусственных методов воздействия на призабойную зону.

Искусственные методы воздействия на пласт можно разделить на три группы:

методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Технология повышения нефтеотдачи основывается на использовании различных химических, биологических, тепловых процессов и осуществляется с использованием нагнетательных и добывающих скважин.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости - обработка призабойной зоны (ОПЗ) - обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка),

При всех методах вытесняемая нефть и вытесняющий агент передвигаются по пористому пласту и перемещают вместе с собой собственные и привнесенные твердые частицы, засоряющие пористую среду (фильтр) и изменяют ее характеристики во времени.

Нагнетание воды в пласт осуществляют путем законтурного и внутриконтурного заводнения или их модификаций. Газ нагнетают в газовую шапку продуктивного пласта. Для нагнетания воды используют специально пробуренные нагнетательные скважины.

Рис. 2. Схема законтурного заводнения: 1 - нефтяные скважины; 2 - нагнетательные скважины; 3 - контрольные скважины; 4 - внутренний контур нефтеносности; 5 - внешний контур нефтеносности.

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения - пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 - 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 - 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки

Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое - с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади (рис.3 и 4.).

Рис. 3 Схема внутриконтурного заводнения: 1 - нагнетательные скважины; 2 - эксплуатационные скважины

Рис. 4 Схемы центрального заводнения: а - осевое заводнение; б - кольцевое заводнение; 1 - нагнетательные скважины; 2 - эксплуатационные скважины

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависимости от свойств пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при необходимости легко переходят с одной системы на другую.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке - квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные системы.

(Элемент пятиточечной системы - квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы - шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы - квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добывающих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.

Пятиточечная схема размещения скважин.

Семиточечная схема размещения скважин

Рис.5

Очаговое заводнение предусматривает нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

При всех системах заводнения для поддержания пластового давления на одном уровне объем нагнетаемой воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. Практикой установлено, что при системах заводнения в пласт следует нагнетать от 1.6 до 2 м³ на одну тонну извлекаемой нефти без учета объема пластовой воды, добываемой с нефтью.

Рис. 6. Схематический разрез пласта

Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания. Максимальное давление нагнетания определяется типом насосного оборудования.

Забойное давление Р_заб = Р_нас + Р_ст + Р_тр (1)

т.е. сумме давлений на выкиде насоса, столба воды в скважине и потерь на трение.

Все мероприятия по увеличению нефтеизвлечения призваны улучшить те или иные показатели процесса заводнения - увеличить степень вытеснения нефти водой, охват заводнением, снизить вероятность прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, повысить степень дренирования призабойной зоны, изолировать уже промытые пропластки.

Для заводнения используют воду поверхностных водоемов, глубинных водоносных горизонтов, пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Закачка любых вод, содержащих твердые взвешенные частицы (ТВЧ) и нефть во всех случаях приводит к снижению проницаемости скважин. На конечные результаты вытеснения нефти сильно влияет содержание в вытесняющей жидкости кольматирующих веществ. Нагнетаемая в пласт вода не должна содержать механических и органических примесей (бактерий, водорослей), нефти, соединений железа, сероводорода, углекислоты.

Засорять фильтр для улучшения условий извлечения нефти нагнетанием в пласт стойких дисперсий различного типа недопустимо даже при намерении блокирования опасных водопроявлений.

Воду очищают на водоочистных установках, на которых вода подвергается коогуляции (укрупнению мельчайших взвешенных частиц), фильтрации (очистке взвешенных частиц после укрупнения), обезжелезиванию (удалению окисей и закисей железа), смягчению, хлорированию (ликвидации бактерий и микроорганизмов), стабилизации (придании стабильности по химическому составу).

Для нагнетания воды в пласт через нагнетательные скважины предназначены кустовые насосные станции (КНС) оборудованные мощными центробежными насосами.

Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи предусматривают воздействие на пласт микробных клеток на молекулярном уровне и обладают комплексным воздействием на пласт - увеличением охвата и повышением коэффициента вытеснения. На коэффициент вытеснения влияют следующие факторы: образующиеся газы, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и изменяют рН; образующиеся растворители снижают поверхностное натяжение и способствуют отделению (десорбции) нефти от породы. Разрушение высокомолекулярных углеводородов до более подвижных низкомолекулярных соединений также влияет на коэффициент вытеснения.

В результате жизнедеятельности микроорганизмов, образующиеся кислоты взаимодействуют с минералами пород и выщелачивают их, увеличивая пористость и проницаемость коллектора, а также образуют колонии, которые закупоривают водопроводящие каналы, перераспределяя фильтрационные потоки, что повышает коэффициент охвата.

Повышению степени извлечения нефти из недр способствует включение в систему разработки горизонтальных и многозабойных скважин, разветвленных боковых стволов. Это объясняется увеличением поверхности притока и ростом охвата пласта вытеснением при меньшей депрессии на пласт, позволяет включить в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Дебит пробуренного фонда можно увеличить бурением дополнительных боковых наклонных и горизонтальных стволов в скважинах малопродуктивных и бездействующих, а также использованием технологий радиального бурения, позволяющих в нефтяном пласте на одном уровне соорудить гидромониторным способом до 4-х стволов малого диаметра длиной по 100 метров. На степень извлечения оказывают влияние также температура в залежи, качество вскрытия пласта, загрязнение в процессе эксплуатации, степень механического изменения порового пространства коллектора под влиянием изменения пластового давления, начальная насыщенность нефтью, водой и газом и ряд других факторов. Следовательно, проблема повышения нефтеотдачи пластов - комплексная и решается с расчетом повышения коэффициентов вскрытия, охвата, вытеснения.

Для увеличения нефтеотдачи применяются следующие способы:

закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;

вытеснение нефти растворами полимеров;

закачка в пласт углекислоты;

вытеснение нефти из пласта растворителями.

нагнетание в пласт теплоносителя;

внутрипластовое горение;

Закачка в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа "нефть в воде", для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.

Вследствие различия вязкостей нефти и воды или разной проницаемости отдельных участков коллектора возможно опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта и неполное вытеснение нефти. Нагнетаемая вода может устремиться по каналам и трещинам от забоев скважин нагнетательных до забоев добывающих, минуя многие блоки пористой среды, насыщенных нефтью.

Вода с искусственно повышенной вязкостью создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти. Загущивают воду различными водорастворимыми полимерами, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриломиды (ПАА). Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой пенообразующих веществ.

Закачиваемая в пласт углекислота растворяется в нефти, уменьшает ее вязкость, что способствует увеличению притока к скважинам.

В качестве вытесняющей фазы используются растворители растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан и их смеси. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.

При снижении пластовой температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию жидкости. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.

Для добычи вязких нефтей система заводнения малоэффективна, потому что менее вязкая вода при движении в пласте обгоняет нефть и прорывается к отдельным скважинам. В залежах с высоковязкой нефтью применяют системы с воздействием на пласт нагнетанием теплоносителей, нагреванием пласта специальными нагревателями.

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400°С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти в пласте у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности окислителя - воздуха или смеси воздуха с природным газом. Тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части нефти (10 - 15%) при фильтрации окислителя. Для повышения эффективности процесса в пласт вместе с окислителем нагнетается вода, повышающая теплоемкость закачиваемого агента. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти и воды, нагретая вода и разжиженная под действием температуры и углекислого газа нефть движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Различают два основных варианта внутрипластового горения - прямоточный и противоточный. При прямоточном горении очаг горения у нагнетательной скважины, противоточном - очаг горения у добывающей скважины, а нагнетание воздуха у нагнетательной.

Проблемой метода внутрипластового горения является неуправляемый преждевременный прорыв газа к добывающим скважинам. Один из способов предотвращения этого явления - внутрипластовая генерация пены, сильно снижающая подвижность газовой фазы и выравнивающая движущийся вытесняющий поток и увеличивая извлечение нефти.

Щелочное заводнение основано на взаимодействии щелочи с кислотным компонентом нефти, в результате чего снижается поверхностное натяжение на грани нефти и раствора щелочей. Перспективно заводнение щелочными растворами в сочетании с водорастворимыми полимерами и ПАВ.

Производительность добывающих скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит главным образом от проницаемости пород продуктивного пласта, которая в различных его зонах может изменяться.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин ухудшается с течением времени. В эксплуатационных скважинах в призабойной зоне возможны закупорки пор смолистыми отложениями, глинистыми частицами (продуктами фильтрации). Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется механическими примесями, имеющимися в нагнетаемой воде (ил, окислы железа, глина и т.п.)

Проницаемость пород призабойной зоны улучшают путем удаления смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов, искусственным увеличением числа и размеров дренажных каналов, увеличением трещиноватости пород.

Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Для повышения эффективности эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями.

Химические методы дают хорошие результаты в карбонатных породах.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловое воздействие применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, для интенсификации химических методов обработки.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц.

К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (HCl) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - соли хлористого кальция (СaCl₂) и хлористого магния (MgCl₂), углекислый газ (СО₂), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины.

Для обработки наиболее часто используют 12 - 15 процентный раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м³ раствора.

Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии - в основном ПАВ.

В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотная обработка - процесс комбинированный - в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка. При реакции соляной кислоты с некоторыми веществами выделяется большое количество тепла, а продукты реакции растворяются. Обычно для нагревания кислоты на забое скважины используют прутковый магний, загруженный в специальный наконечник, который спускают на колонне НКТ в скважину на заданную глубину. Нагнетаемая в колонну НКТ соляная кислота, проходя наконечник, реагирует с магнием и нагретая до температуры в пределах (75 - 80) ⁰С задавливается в пласт.

Технология обработок соляной кислотой может изменяться в зависимости от физических свойств породы пласта, его толщины и прочих условий. Различают кислотные обработки в виде установки ванн, обработки под давлением, пенокислотные, направленные, циклические и пр.

Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин созданием высоких давлений на забое, закачиваемой в скважину жидкостью, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления в образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок.

Рис. 7 Размещение оборудования для закачки кислотного раствора в пласт: 1 - емкость для нефти; 2 - емкость для раствора соляной кислоты; 3 - насосный агрегат; 4 - скважина.

Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва. При ее выборе учитывают такие параметры, как вязкость, фильтрация и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии. Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Песок для заполнения трещин должен иметь высокую механическую прочность и не разрушаться под действием веса пород. Таким является крупнозернистый однородный кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Давление гидроразрыва чаще всего равно 1,5-2,5 гидростатического давления в скважине. Концентрация песка в жидкости, в зависимости от ее удерживающей способности, колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою.

Рис. 8 Схема гидравлического разрыва пласта

I - нагнетание жидкости для разрыва; II - нагнетание жидкости с песком; III - нагнетание жидкости продавливания. 1 - глины; 2 - нефтяной пласт

Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на зону фильтра и на нижнюю поверхность пакера. На трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.9)

Рис. 9. Расположение пакера и якоря в скважине:

1 - обсадная колонна; 2 - НКТ; 3 - гидравлический якорь; 4 - пакер; 5 - продуктивный пласт; 6 - хвостовик

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Максимальное давление насосных агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с. Для смешивания жидкости с песком применяют пескосместительные установки.

Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта (рис.10). Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

В корпусе гидроперфоратора (рис.11) имеются гнезда для держателей насадок и заглушек.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2-3⁰ к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи. В нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных - воду. В качестве абразивного материала используют кварцевый песок с концентрацией в жидкости 50-100 г/л. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0-4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи равна 200-260 м/с, а перепад давления в насадках 18-22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15-20 мин.

Рис. 10 Схема гидропескоструйной перфорации

Рис. 11 Гидроперфоратор

1 - хвостовик; 2 - корпус; 3 - шариковый клапан; 4 - держатели насадок; 5 - стопорное кольцо; 6 - насадки; 7 - заглушки.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт - разрыв его пороховыми газами - основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ - торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Призабойную зону прогревают электронагревателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым прогревают зону обычно в течение нескольких суток.

Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи.

Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ),) смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом.

Литература

1. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 2001 - 679 с.

2. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Заканчивание скважин. М. Недра, 2000 - 670 с.

3. В.М. Валовский, К.В. Валовский. Цепные приводы скважинных штанговых насосов. АОО "ВНИИОЭНГ", Москва 2004 - 492 с.

4. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа. Дизайн Полиграф Сервис, 2001 - 544 с

5. Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.М. Недра, 1988 - 302 с.

6. Л.П. Мстиславская, М.Ф. Павлинич, В.П. Филлипов. Основы нефтегазового производства.М. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа, 2003 - 276с.

7. В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1979-448 с.

8. Р.Х. Муслимов, К.М. Мусин, М.М. Мусин. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. Казань, Новое Знание" 2000.

9. Н.А. Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1982 - 376с.

10. С.А. Султанов, Р.Х. Муслимов. Нефть - чудо природы. Казань, Татарское книжное издательство, 1987 - 160 с.

11. В.П. Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань, Академия Наук РТ, 2004 - 584 с.

12. В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань, "Фэн", 2002 - 408с.

13. С. Хисамов. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Учебное пособие. Альметьевск, Татаиснефть, 2005 - 169 с.

14. Р.С. Хисамов, А.А. Газизов, А.Ш. Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. Москва ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 - 568

15. Аналитический журнал НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ (НГВ) 2002-2006 гг.

Размещено на Allbest.ru