Увелич газонефтеотдачи

Введение

  Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных  пластов современными, промышленно  освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя  конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

  Например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии средняя  нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах  СНГ и России – до 40%, в зависимости  от структуры запасов нефти и  применяемых методов разработки.

  Остаточные  или неизвлекаемые промышленно  освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов  нефти в недрах

  Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить  нефте- и газоотдачу уже разрабатываемых  пластов, на которых традиционными  методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

  В настоящее  время по различным причинам в  российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской  части РФ) простаивает более 250 тысяч  скважин. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи  пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности  технологии и методы воздействия. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Методы воздействия  на продуктивные пласты

Так, закачка больших  объемов воды приводит к выпадению  неорганических солей в самых  пластах и прискважинной зоне. Применение кислотной обработки, использование  поверхностно-активных веществ (ПАВ), особенно органических добавок или углеводородов  или их продуктов, экологически небезопасно  и приводит к разрушению нефтепромыслового  оборудования. Применение тепловых методов, и особенно внутрипластовое горение, сопровождается усиленным разрушением  продуктивных коллекторов и выносом  песка, ростом агрессивности добываемой продукции за счет продуктов горения, образованием в пласте стойких водонефтяных эмульсий и т.п.

Достаточно эффективным  стало применение гидроразрыва пластов (ГРП) для создания глубоких дополнительных каналов в пласте. Благодаря этому  воздействию изменяются характеристики не только призабойной зоны, но и  самого пласта; за счет этого соседние скважины интенсифицируют свой режим  работы. 

Однако эта технология требует значительных затрат, сложного компрессорного оборудования и при  воздействии в зонах вблизи водонефтяного  контакта (ВНК) чаще всего вместо нефти  получают воду. Среди физических методов  предпочтение отдается акустическому  воздействию на продуктивный пласт. 

  Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

   Теория  гидравлического разрыва пласта  зародилась в России в конце  50-х годов прошлого столетия. Основоположниками  ее стали советские ученые  С. А. Христианович и Ю. П.  Желтов. Они описали математическую  модель вертикальной трещины  и дали теоретическое обоснование  данному методу. Их формулы до  сих пор используются в расчетах  проектирования трещины гидроразрыва.

  С середины 1980-х годов в России выполнено  около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что  на забое скважины путем закачки  жидкости создается давление, превышающее  горное, то есть вес вышележащих  пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных  напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается  в размерах.

  Далее этой же жидкостью транспортируется в  трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом  состоянии после снятия избыточного  давления. Таким образом, за счет созданной  трещины расширяется область  пласта у устья скважины, ранее  не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал  для поступления в скважину дополнительной нефти.

  Это позволяет  увеличить ее дебит в несколько  раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть  забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.

  По дальности  разрыва выделяют следующие виды ГРП:  
- локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.  
- глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта.

  Используется  в коллекторах со средней и  высокой проницаемостью.  
- массированный с разрывом более 100 м и объемом закачки более 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.  
Эта классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.  
Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикали, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине и др. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и горизонтальных скважинах. В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин для отработки критериев выбора скважин, режимов проведения разрывов и технологии освоения.  

  Щелевая разгрузка прискважинной  зоны пласта

  После бурения  скважины в прискважинной зоне создаются  кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость  прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости  прискважинной зоны за счёт осаждения  в коллекторе твёрдой фазы промывочной  жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного  пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного  пласта.

  При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных  направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр  скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого  происходит разгрузка прискважинной  зоны, чем обеспечивается улучшение  ее коллекторских свойств.

  Для обработки  скважин используют оборудование аналогичное  используемому при ГРП. Производительность может быть 4 – 5 скважин в месяц  при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.  
По данным ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела применение этого метода на нефтяных скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах позволяет за 2-4 года получить дополнительно от 2847 до 4653 т нефти на одну скважину.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Тепловые методы

  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 (рис. 7.11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Реагентная  обработка скважин

  Для этого  используют органические и минеральные  вещества в жидкой или твердой  фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями – это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут  быть подразделены на следующие типы:

1. кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
2. окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;
3. комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;
4. полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.

  К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит  в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при  успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила  в среднем 21 месяц.

  В ЗАО  «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин  в терригенных коллекторах,. При  обработке по этой технологии 159 скважин  их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта  обработки составила в среднем 9 месяцев.  
 
 
 
 
 
 
 
 

Технология  акустической обработки  скважин

  Технология  акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

  При взаимодействии акустического поля с фазами горных пород достигается: увеличение их проницаемости  благодаря изменениям структуры  пустотного пространства; разрушение минеральных солеотложений; акустическая дегазация и снижение вязкости нефти; вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков  пород продуктивного пласта. Технология обеспечивает сохранение целостности  эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты. При  этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия  является технически и физиологически безопасным и экологически чистым. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

  Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется  выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем  на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии  перемычек мощностью более 1 м, разделяющих  интервал перфорации от водонасыщенного  пласта, и др.

  Аппаратура  для акустической обработки скважин  состоит из скважинного источника  акустических колебаний магнитострикционного или пьезокерамического типа и наземной геофизической станции, которая  содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического  поля, создаваемого скважинным генератором.

  По  результатам геофизических исследований в продуктивном пласте устанавливают  интервалы обработки. Спуск и  подъем излучателя в интервал перфорации осуществляется каротажным подъемником  на геофизическом кабеле. Режим работы скважинного снаряда может быть непрерывным (монохроматическое излучение) и импульсным. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет  реализовать условия резонанса  в обрабатываемой среде, и при  этом амплитудное значение энергии  в импульсе существенно выше, чем  в непрерывном излучении. Успешность обработки достигает 80%.