Цели искусственного воздействия на пласт
Лекция 28
Тема: Методы увелечения нефтеотдачи пластов.
План: 1. Цели искусственного воздействия на пласт.
2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
1. Цели искусственного воздействия на пласт.
Исходя из анализа управляемых факторов, можно построить классификацию методов искусственного воздействия как на пласт в целом, так и на призабойную зону каждой конкретной скважины.
По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:
1. Гидрогазодинамические.
2. Физико-химические.
Рекомендуемые материалы
3. Термические.
4. Комбинированные.
Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.
Неоднородная структура пород коллектора приводит к неравномерной нефтеотдаче различных по проницаемости зон. На поздней стадии разработки возникает проблема искусственного воздействия с целью извлечения запасов, находящихся в слабопроницаемых зонах и в невыработанных участках. Для этого используются различные методы. Одним из них является недавно разработанный на НВП "Геоакустик" метод сейсмоакустического воздействия.
Сейсмоакустическое воздействие на пласт с целью повышения нефтеотдачи заключается в возбуждении упругих колебаний в скважине (добывающей, нагнетательной или пьезометрической) против продуктивного пласта в течении длительного времени (до 15 суток). От акустического и сейсмического воздействия оно отличается диапазоном излучаемых частот, занимая промежуточное положение (20 – 3000 Гц). Акустическое воздействие (частоты 10 – 30 кГц) предназначено для очистки призабойной зоны (ОПЗ), сейсмическое воздействие (20 – 40 Гц) осуществляется, в основном, с поверхности и решает те же задачи, что и сейсмоакустическое. Однако основная область воздействия при этом находится в верхней части разреза и поэтому оно является менее эффективным для глубин залегания пластов больше 1000 м. Кроме того, диапазон сейсмоакустических частот оказывается более благоприятным для воздействия. Как было установленно в НВП "Геоакустик" основной эффект воздействия связан с изменением трещиноватости во время воздействия и после него
Как известно, разработка нефтегазоконденсатных залежей на режиме истощения пластовой энергии, то есть без искусственного воздействия на продуктивные пласты, приводит к падению пластового давления, вследствие чего из залежей извлекается не более 15—25% находящейся в них нефти и теряется ценнейший продукт — конденсат. Поэтому в основе современных способов нефтедобычи лежит не просто отбор нефти, неприменение искусственного воздействия на пласты, то есть нагнетание в них различных агентов — воды, природного газа, тех или иных растворов, химических продуктов, водяного пара, воздуха и др. Искусственное заводнение залежей позволяет поддерживать пластовое давление, извлекать из недр в среднем до 40—50% нефти и улучшать условия эксплуатации скважин.
В настоящее время при разработке нефтяных месторождений в недра земли во всем мире нагнетается около 4 млрд.м3 воды (а извлекается из них более 6 млрд.м3 жидкости в год). Однако закачивание в пласты больших объемов воды приводит на практике к возникновению условий для выпадения неорганических солей (особенно сульфата бария и карбоната кальция) в пластах, скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Это происходит вследствие нарушения термодинамического равновесия многокомпонентной многофазной системы, каковой является нефтяной пласт, вследствие несовместимости закачиваемой воды с пластовой водой, нефтью, газом и твердой породой коллектора. Отбор из недр земли больших объемов одной жидкости и нагнетание другой приводят к нежелательному изменению геологической среды и нарушению экологического равновесия.
Использование сжиженных углеводородных газов или легких углеводородных растворителей для вытеснения нефти из пластов приводит к выпадению в порах коллектора смол и асфальтенов. Применение в качестве вытесняющего агента двуокиси углерода и ряда других химических продуктов вызывает выпадение солей и повышенную коррозию в скважинах и нефтепромысловом оборудовании, может сопровождаться образованием сероводорода и связано с опасностью загрязнения окружающей среды.
Это далеко не полный перечень нежелательных последствий активного воздействия на нефтяной пласт и нарушения равновесного состояния пластовой системы. По-видимому, полностью исключить подобные последствия при разработке нефтяных пластов не удастся.
2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
Повышение интенсификации добычи нефти за счет ремонтов на скважинах, эксплуатируемых фонтанным и механизированным способами
Известно, что для обеспечения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин применяют методы искусственного воздействия на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости. Однако практика показывает, что иногда достаточно за счет проведения соответствующего ремонта удалить со стенок скважины в ПЗП отложения парафина, смолистых, глинистых и других загрязняющих пласт веществ, при этом производительность скважин может существенно увеличиваться.
Савиным Ю.А. предложен новый метод интенсификации притока флюида в нефтяных скважинах со сложнопостроенными колекторами (патент РФ №2109134).
Предлагаемая технология основана на использовании акустических преобразователей звуковых волн, смещающих частотный спектр волн в сторону ультразвуковых колебательных процессов. При этом мощность звукового поля оказывается достаточной для инициирования процесса кавитации при гидростатическом давлении, большем давления насыщения. Вследствие этого разгазирование нефти начинается значительно ниже по стволу скважины (на 200-600 м.), чем при отсутствии обработки ствола акустическим преобразователем. В «пучностях» волн, образующихся по длине ствола скважины, происходит обогащение нефти пузырьками газа, вследствие чего увеличивается газонасыщенность потока и уменьшается средневзвешенная плотность столба жидкости. При этом значительно возрастают дебиты скважин (на 10 % и более).
Конструктивно модульная резонансная система представляет собой набор трубчатых резонаторов (диаметром 48-76 мм при общей длине не более 2-х метров), которые устанавливаются в компоновке НКТ при фонтанной эксплуатации или ниже ЭЦН при механизированной добыче. Возможен автономный спуск модульной резонансной системы (МРС) в лифтовые трубы с помощью тросо-канатной техники. Резонатор не препятствует прохождению приборов и различным видам обработок в скважинах. При этом резонатор можно устанавливать в любом месте колонны, а при установке сразу нескольких резонаторов усиливается суммарный эффект от их воздействия.
Промысловые испытания по применению модульной резонансной системы проводились с участием автора на десяти скважинах Талинского месторождения.
КЛАССИФИКАЦИЯ РАБОТ НАПРАВЛЕННЫХ НА ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных связанно с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин, которые исходя из ремонта подразделяются на текущий и капитальный.
ТЕКУЩИЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ. Основа плана текущих ремонтов скважин - это плановые величины межремонтного периода работы скважинного оборудования, геолого-технические мероприятия по выполнению задач по добыче нефти.
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН (далее КРС) - комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, а так же ликвидации скважин.
Классификация работ по осуществлению КРС:
КР 1 - ремонтно-изоляционные работы;
КР 2 - устранение негерметичностей;
КР 3 - ликвидация аварий;
КР 4 - переход на другие горизонты;
КР 5 - установка ОРЗ, пакеров отсекателей;
КР 6 - комплекс подземных работ связанных с бурением;
КР 7 - обработка призабойной зоны в том числе:
КРГ 1 - кислотная обработка;
КРГ 2 - проведение ГРП;
КРГ 3 - гидропескоструйная перфорация;
КРГ 4 - виброобработка;
КРГ 5 - термообработка;
КРГ 6 - применение растворителей;
КРГ 7 - промывка растворителем ПАВ;
КРГ 8 - дополнительная перфорация, торпедирование;
КРГ 9 - выравнивание профиля приёмистости нагнетатель-
ной скважины.
Методы воздействия на призабойную зону пласта являются составной частью геолого-технических мероприятий, направлены на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин. Цель применения увеличение добывающей способности скважины.
Применение их обусловлено тем, что процессы вскрытия и освоения пластов, мероприятия, связанные с ремонтом скважин, выполняются с использованием водных глинистых растворов или водных растворов солей. Это приводит к образованию стойких малоподвижных систем»нефть-вода»с высоким градиентом сдвига, проникновению фильтрата в призабойную зону, набуханию глинистых составляющих коллектора. Следствием этих изменений является снижение технико-экономических показателей, продуктивности скважин, а в ряде случаев невозможность вызова притока нефти, уменьшение действующей толщины пласта
Контрольные вопросы:
1. На какие группы делятся методы искусственного воздействия?
2.Кем предложен новый метод интенсификации?
3. Что представляет собой капитальный ремонт скважины?
Люди также интересуются этой лекцией: Лекция 1.
Литература
1. Гиматудинов Ш. К. и др. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра,1982. – 312с.
2.Оркин Г. К., Кучинский П. К. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1955. – 299с.
3.Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. – М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572с.
4.Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский Л. И., Чугунов Л. С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. - 541с.
5.Варфоломеев Д. Ф., Хамаев В. Х. Химия нефти и газа. – Уфа, 1977. – 61с.
