Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов

Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов

При применении этих методов не изменяется система расста­новки добывающих и нагнетательных скважин и не используют­ся дополнительные источники энергии, вводимые в пласт с по­верхности для вытеснения остаточной нефти. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осу­ществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтя­ных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. К. гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.

"Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возоб­новления закачки воды и отбора, Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Так как при практическом внедрении циклического завод­нения чаще не удается одновременно прекратить закачку или отбор во всех скважинах, поэтому изменяют направления фильт­рационных потоков.

_Метод перемены направления фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно фор­мируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются не охвачен­ными активным процессом вытеснения нефти водой

Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидроди­намическую обстановку в нем, что достигается перераспределе­нием отборов и закачки воды по скважинамЗаметим, что в отличие от циклического заводнения метод перемены направления фильтрационных потоков не требует обязательной остановки добывающих или нагнетательных сква­жин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обус­ловливающего вовлечение в разработку участков пласта и про-пластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы..

Эта группа методов основана на нагнетании в продуктивные пластыводных растворов химических веществ с концентрацией 0,02—0,2%.. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА). Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку. Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С.

Заводнение растворами щелочей. Метод основан на сниже­нии поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовы­вать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов Рекоменду­ется использование щелочных растворов для нефтей высокой вязкости и неоднородных пластов. Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ. Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% температуре пласта до 70 °С.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %) Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в коллекторах порового типа (Температура пластов не должна превышать 70—90 °С.

Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. Применительно к различным пластовым системам были раз­работаны и опробированы следующие технологические схемы повышения нефтеотдачи:

закачка газа высокого давления;

вытеснение нефти обогащенным газом;

вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне сме­шивающегося вытеснения может достигать 90—95%.

Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диок­сид углерода (СОг), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СОг в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды

что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того, не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми вещест­вами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта., Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.

Сернокислотное заводнение. В основе применения концент­рированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пла­стов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду.Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматически­ми углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокислот в количестве 5—7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13—15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обуслов­лена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, •составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные:нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснени­ем. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучше­нию вытеснения нефти при сернокислотном Бездействии, а имен­но, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребен­ной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности.. Метод направлен на снижение вяз­кости нефти при ее нагреве В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Вытеснение нефти паром и горячей водой. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%.

Эффективность способа снижается с уменьшением пористо­сти и проницаемости пласта.

Наряду с использованием пара, находит применение метод нагрева пласта с горячей водой (до 200 °С).

Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды.

Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам ;прямоточное влажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топли­во для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образова­нии топлива непосредственно из пластовой нефти.

В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипла­стового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.

Общие понятия о методах воздействия на призабойную зону пласта.

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

· химических (кислотные обработки),

· механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

· тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев)

· комбинированные.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Конструкция скважины

Скважина - цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно - забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования. и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина- пласт».

Классификация скважин по назначению

Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность.

Целевое назначение скважин может быть различным. Все сква­жины, бурящиеся в целях региональных исследований, поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей подразделяются на следующие категории.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического стро­ения и гидрогеологических условий крупных регионов, определе­ния результатов сейсмических и других геофизических исследо­ваний.

2. Структурные скважины бурят для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей (ан­тиклинальные складки, зоны экранирования, выклинивания и т.д.).
Параметрические скважины бурят изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геологогеофизической характеристике разреза

3. Поисковые скважины бурят на площадях, подготовленных к геолого-поисковыми работами (геологической съемкой, структур­ным бурением, геофизическими и геохимическими исследовани­ями или комплексом этих методов) с целью установления нефтегазоносности.

4. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоностью для оконтуривания месторожде­ния, подсчета запасов и подготовки его к разработке.

5. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные (для оценки коллекторов продуктивных горизонтов), добывающие, нагнетательные (для закачки в продуктивные гори­зонты воды, воздуха или газа с целью поддержания пластового давления и удлинения периода естественного фонтанирования) и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.
К этой же категории относят скважины, предназначенные для тер­мовоздействия на пласт при разработке месторождений с высоко­вязкими нефтями.

6. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод,ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки струк­тур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Способы эксплуатации скважин

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии W _n поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности W _u.

Существуют:

1. Фонтанный способ эксплуатации скважин

2. Газлифтный способ эксплуатации скважин

3. Механизированный (насосный) способ эксплуатации скважин

а) Штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)

б) Бесштанговыми скважинными насосными установками:

Ø Установками электроцентробежных насосов (УЭЦН)

Ø Установками гидропоршневых насосов

Ø Установками винтовых насосов

Ø Установками струйных насосов

ü На ранней стадии эксплуатации нефтяных месторождений возможен фонтанный способ, основанный на использовании естественной пластовой энергии и энергии растворенного газа.

ü Кроме фонтанного способа подъема жидкости применяют газлифтный метод, когда в скважину в поток жидкости подают с поверхности сжатый газ.

ü Штанговые глубинные насосы с производительностью до 80мЗ/сут и напором до 2000м; Приводы глубинных штанговых насосов могут быть как оборудованные станками -качалками, так и другими приводами, например, гидроприводами.

ü Погружные электроцентробежные насосы с производительностью от 10 до 1250 мЗ/сут (отечественные), зарубежные до 2000мЗ/сут и более с напором до 2300м;

ü Гидропоршневые насосы в которых двигатель и глубиный насос представляют собой единый погружной агрегат, приводимый в действие потоком сжатой жидкости нефти, нагнетаемой с поверхности земли наземным силовым агрегатом. Способ имеет весьма ограниченное применение;

ü Винтовые насосы с наземным приводом и с приводом от погружного электродвигателя. Применяются ограничено и рекомендованы в основном для подъема высоковязкой нефти с большим содержанием механических примесей;

ü Струйные насосы применяются ограничено для подъема нефти из малодебитных скважин с больших глубин. Для работы струйных насосов на поверхности устанавливают насосные агрегаты с рабочим давлением 200-250 атм. В качестве рабочей жидкости используют добытую нефть. В зависимости от типоразмера струйного насоса его производительность может быть от 20мЗ/сутки до нескольких сотен кубометров в сутки.

Дата добавления: 2014-01-07