Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

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.5.1).

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

η = η_вскр η_охв η_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.5.2 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. 5.3 и 5.4.).

Рис.5.3 Схема внутриконтурного заводнения: 1 – нагнетательные скважины; 2- эксплуатационные скважины

Рис.5.4 Схемы центрального заводнения: а – осевое заводнение; б – кольцевое заводнение; 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины

( 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).

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

Пятиточечная схема размещения скважин.	Семиточечная схема размещения скважин

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.5.6 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 (5.1)

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;
  

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.

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.

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