Тема 3.3. Исскуственные методы воздействия на нефтяные пласты.

Система воздействия на пласт- это комплекс технических средств и технологий по извлечению запасов углеводородов из недр. В этот комплекс воздействия входят: источники рабочего агента (водозаборы, газовые скважины, установки деемульсации обводненной нефти, поставщики реагентов и др.), насосные и газокомпрессорные станции, нагнетательные скважины. В технологическом режиме работы нагнетательныхскважин указывают объект разработки, конструкцию скважин, подземное оборудование, давление нагнетания и суточный объем закачки рабочего агента, основные требования к свойствам закачиваемого агента.

Возврат в пласт всего или части отобранного попутного газа приводит к задержке падения пластового давления и к росту газового фактора. На практике в пласт возвращается 60-80% извлеченного газа. При высоких газовых факторах закачку газа производить нецелесообразно. Поддержание пластового давления- это средство продлить фонтанный период эксплуатации нефтяных скважин.

Когда в продуктивном пласте нет пополнения энергии в виде наступающих краенвых вод, то для вытеснения нефти используется энергия газа. Если месторождение имеет достаточную амплитуду, газовую шапку и высокую проницаемость пород, то закачка газа должна быть сосредоточена в газовой шапке, а нефтедобыча на склонах пласта. Эксплуатационные скважины должны закладываться так, чтобы свести к минимуму конусообразование и прорыв газа из газовой шапки. Скважины с высоким газовым фактором следует закрывать или ограничивать дебиты. Это способствует равномерному движению вниз поверхности раздела газа и нефти.

Коэффициент продуктивности пласта- это отношение дебита скважины к величине падения давления в прискважинной зоне пласта. Этот перепад давления вызывает течение нефти в сторону скважины. Когда скважину пускают в эксплуатацию, начальные дебиты намного выше дебитов, которые устанавливаются позже. Это явление обусловлено сжимаемостью нефти и свободного газа, если он присутствует в пласте. Условия на забое редко стабилизируются раньше нескольких десятков часов. В плотных породах стабилизация притока может произойти лишь через несколько суток. Когда «режим растворенного газа» играет определяющую роль в механизме нефтеотдачи, дебит падает с убыванием газонасыщения, а также в связи с ростом вязкости нефти в результате изнее газа. Вэтом случае по мере истощения залежи коэффициент продуктивности может снизится на порядок. В области где пластовое давление поддерживается нагнетанием воды выше точки насыщения, коэффициент продуктивности остается постоянным.

Сравнением коэффициента продуктивностидо и после ремонта скважины или обработки ее кислотой можно оценить эффективность проделанных операций.

Для повышения эффективности режимов работы залежи применяются следующие методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону:

-Поддержание пластового давления посредством заводнения и закачки газа в газовую шапку пласта;

-повышение проницаемости пласта и призабойной зоны посредством гидравлического разрыва пород и кислотной обработки пластов;

-повышение нефте- и газоотдачи пластов методами физико –химического и механического воздействия.

Искусственное ППД методом законтурного заводнения применяется при разработке небольших залежей. Метод заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии более 100м. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру (рис. 18)

Рис. 18.

Законтурное заводнение можно проиллюстрировать на примере одного из месторождений Техаса (США), где нефть добывалась с глубины 915-996 м из песчаника. Залежь расположена в мрноклинали длиной 77 км и шириной до 12 км. Средняя мощность нефтяного песчаника 10,5 м, пористость 25%, насыщение связанной водой 17%, проницаемость до 3000 миллидарси. Температура резервуара 63^о С. Плотность извлекаемой нефти 0,83 г/см³. Начальное содержание дегазированной нефти в резервуаре составляло 950 млн т. Начальный контур нефтеносности залегал на глубине 997 м. В начале разработки подошвенная вода залегала на продуктивной площади 29000 га. Месторождение имело режим полного замещения нефти водой. Давление в пласте было выше точки насыщения и составляло 7,0МПА.

Закачка воды производилась через 75 скважин вдоль западной части месторожденя. Вначале возврат воды был разработан как прблема решения сброса пластовой воды, добываемой вместе снефтью. Вскоре было признано, что возврат воды имеет благоприятное влияние на поддержание давления в пласте. Всего было закачано 104 млн т воды.

В проектах заводнения пластов с близким расположением скважин увеличение добычи нефти обычно происходит через 2-6 месяцев после начала процесса. Обычно предусматривается 10-летний срок разработки при помощи закачки воды. Большая часть добытой нефти была получена при закачке 3-5 объемов порового пространства коллектора. При осуществлении заводнения необходимо, чтобы свойства нагнетаемой воды не вызывали закупорку призабойной зоны нагнетательных скважин.

Внутриконтурное заводнение пласта применяется для интенсификации разработки большой по площади нефтяной залежи. Посредством заводнения создается водонапорный режим работы залежи.

Система заводнения осуществляется с использованием кустовых насосных станций, (КНС), размещенных по линейной или кольцевой схемам (рис. 19).

Рис. 19.

Процесс распределения воды от КНС по нагнетательным скважинам определяется следующими основными параметрами:

-пластовое давление в зоне нагнетательной скважины;

-геодезическая отметка в зоне продуктивного пласта;

-коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

-объем порового пространства;

-радиус влияния нагнетательной скважины.

При закачке газа в газовую шапку пласта используется нефтяной газ, отделенный от добытой нефти (рис. 20).

Рис. 20.

В этом случае в качестве нагнетательных скважин стараются использовать отработавшие нефтяные скважины.Нагнетание газа производят при давлениях выше пластового на 10-20%.

Поведение пласта при закачке в него газа проследим на примере одного из месторождений в штате Канзас (США). Нефтяной подземный резервуар приурочен к антиклинали с глубиной залегания 525 м. На площади 560 га расположено 53 эксплуатационных скважины.Амплитуда складки 22 м. Фации продуктивного горизонта мощностью 2,5 м представлены слоями из известняка. Средние значения проницаемости и пористости 105 миллидарси и 11%. Средняя плотность добываемой нефти 0,85 г/см³. Месторождение имело первоначальную газовую шапку.Начальное пластовое давление 7,6 МПа.Закачка была предпринята через 4 года эксплуатации после падения давления до 2,9 МПа и отбора169 тыс. т нефти. В течении последующих 10 лет было возвращено в пласт через 5 нагнетательных скважин 84% отобранного газа с дополнительной нефтедобычей 420 тыс. т нефти.

Повышение проницаемости пласта необходимо осуществлять из-за «засорения» призабойной зоны частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями пластовых вод, отложениями парафинов, кристаллами газогидратов и т.д.

К механическим методам повышения проницаемости относят гидравлический разрыв пласта (ГРП), который осуществляется закачкой под большим давлением (до 60 МПа) жидкостей. В результате в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Для фиксации образовавшихся трещин в нагнетаемую жидкость добавляют песок, скорлупу грецкого ореха и другие наполнители. Применение ГРП дает заметный эффект при низкой проницаемости пласта и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в2-3 раза.

На призабойную зону пласта можно воздействовать торпедированием-подрывом заряда взрывчатого вещества или энергией песчано-жидкостной струи, вытекающей из насадок перфоратора со скоростью до 250 м/сек.

К химическим методам воздействия на призабойную зону относится кислотная обработка пород соляной кислотой, которая растворяет карбонатные породы. Полученные в результате реакции хлористый кальций и хлористый магний хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты. Плавиковая кислота хорошо воздействует на песчаники и частицы глинистых растворов. При закачке серной кислоты снижается вязкость нефти за счет теплоты смешения кислоты с водой.

Для удаления воды и загрязняющих материалов используется обработка призабойной зоны пласта поверхностно- активными веществами (ПАВ).Отрицательная роль воды проявляется в том, чтоона закупоривает тонкие поровые каналы и уменьшает дебит скважин. ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе воды с нефтью, газом и породой, в результате размер капель воды уменьшается и тем самым облегчается их вынос.

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения удаляют с помощью органических растворителей, тепловой обработки пластов паром, термоакустическим воздействием и другими методами.

Перечисленные методы повышения пластового давления и проницаемости пласта позволяют увеличивать темпы отбора нефти и газа и скращать сроки разработки залежей. Для более полного извлечения из недр нефти и газа применяют методы повышения нефте- и газоотдачи пластов.

Для повышения нефтеотдачи закачивают в нефтяной пласт воду, обработанную ПАВ , которые способствуют дроблению капель нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде». Одновременно снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой , в результате чего нефть смывается с поверхности породы и более полно вытесняется из пор.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

С этой целью наиболее широко применяются поли акриламиды, которые придают воде вязкоупругие свойства. Концентрация наиболее эффективныхПАВ при заводнении пластов не превышает 0,05%. Для более полного вытеснения нефти также используются пены, приготовленные на воде с добавкой около 1% пенообразователя.

Закачка в пласт углекислоты уменьшает вязкость нефти и соответственно увеличивает приток нефти к эксплуатационной скважине. Такого же эффекта можно добиться нагнетанием в пласт горячей воды илипара с температурой до 400^о С. Применяемое внутрипластовое горение образует впереди фронта горения пары нефти и горячую маловязкую нефть, которые легко движутся к эксплуатационным скважинам.