Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Вид материала

Учебное пособие

Содержание Рис.5.6Схематический разрез пласта Микробиологические методы Вода с искусственно повышенной вязкостью Закачиваемая в пласт углекислота Нагнетание в пласт теплоносителя Метод внутрипластового горения Щелочное заводнение Рис.5.7 Размещение оборудования для закачки кислотного раствора в пласт Рис.5.8 Схема гидравлического разрыва пласта

Подобный материал:

• М. Н. Машкин Информационные технологии Учебное пособие, 2701.91kb.
• Учебное пособие для модульно-рейтинговой технологии обучения Бийск, 2035.37kb.
• Учебное пособие Санкт- петербург 2010 удк 778. 5 Нестерова Е. И, Кулаков А. К., Луговой, 708kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2007 удк алексеева С. Ф., Большаков В. И. Информационные, 1372.56kb.
• Учебное пособие Томский политехнический университет 2009 удк 000000 ббк 00000, 1895.66kb.
• О. В. Шатунова информационные технологии учебное пособие, 1418.45kb.
• Учебное пособие Находка 2003 Министерство образования Российской Федерации институт, 1363.47kb.
• Учебное пособие «управление персоналом» для студентов заочного обучения специальности, 1516.37kb.
• Учебное пособие Житомир 2001 удк 33: 007. Основы экономической кибернетики. Учебное, 3745.06kb.
• Учебное пособие санкт-Петербург 2008 удк 621. 865. 8 Гатчин Ю. А., Симоненко, 1485.16kb.

Рис.5.5

Очаговое заводнение предусматривает нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

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;
  

Закачка в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что спо­собствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходи­мы меньшие перепады давления. Одновременно снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности поро­ды.

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.

Вода с искусственно повышенной вязкостью создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти. Загущивают воду различными водорастворимыми полимерами, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриломиды (ПАА). Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой пенообразующих веществ.

Закачиваемая в пласт углекислота растворяется в нефти, уменьшает ее вязкость, что спос­обствует увеличению притока к скважинам.

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.

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 заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти в пласте у забоя на­гнетательной (зажигательной) скважины создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверх­ности окислителя - воздуха или смеси воздуха с природным газом. Тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части нефти (10 – 15%) при фильтрации окислителя. Для повышения эффективности процесса в пласт вместе с окислителем нагнетается вода, повышающая теплоемкость закачиваемого агента. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти и воды, нагретая вода и разжиженная под действием температуры и углекислого газа нефть движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

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.

Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость разрыва. При ее выборе учитывают такие параметры, как вязкость, фильтрация и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии. Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Песок для заполнения трещин должен иметь высокую механическую прочность и не разрушаться под действием веса пород. Таким является крупнозернистый однородный кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Давление гидроразрыва чаще всего равно 1,5-2,5 гидростатического давления в скважине. Концентрация песка в жидкости, в зависимости от ее удерживающей способности, колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва направляется к забою.

Рис.5.8 Схема гидравлического разрыва пласта I – нагнетание жидкости для разрыва; II – нагнетание жидкости с песком; III – нагнетание жидкости продавливания. 1 – глины; 2 – нефтяной пласт

Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на зону фильтра и на нижнюю поверхность пакера. На трубах устанавливают гидравлический якорь (рис.5.9 )

Рис.5.9. Расположение пакера и якоря в скважине: 1 – обсадная колонна; 2 – НКТ; 3 – гидравлический якорь; 4 – пакер; 5 – продуктивный пласт; 6 – хвостовик

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Максимальное давление насосных агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с.Для смешивания жидкости с песком применяют пескосместительные установки.

Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в цементном камне и породе пласта (рис.5.10). Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.

В корпусе гидроперфоратора (рис.5.11) имеются гнезда для держателей насадок и заглушек.

Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2-3⁰ к горизонтальной плоскости, что повышает абразивное действие струи. В нефтяных скважинах в качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных – воду. В качестве абразивного материала используют кварцевый песок с концентрацией в жидкости 50-100 г/л. Скорость прокачки смеси жидкости с песком составляет 3,0-4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из насадки струи равна 200-260 м/с, а перепад давления в насадках 18-22 МПа. Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15-20 мин.

Рис.5.10 Схема гидропескоструйной перфорации	Рис.5.11 Гидроперфоратор 1 – хвостовик; 2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатели насадок; 5 – стопорное кольцо; 6 – насадки; 7 – заглушки.

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.

Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт – разрыв его пороховыми газами - основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ – торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся в радиальном направлении.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Призабойную зону прогревают электронагре­вателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.

В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым прогревают зону обычно в течение нескольких суток.

Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи.

Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки ра­боты скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.

При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ),) смонти­рованных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.

Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.

Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом.


Контрольные вопросы.


1.Что понимают под разработкой месторождений углеводородов.

2.Объект и системы разработки,

3. Оценка систем разработки,

4. Основные методы воздействия на продуктивные пласты,

5. Регулирование процесса разработки,

6. Нефтеотдача и газоотдача пластов,

7. Методы и системы заводнении,

8. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН),

9. Увеличение нефтеотдачи высоковязких нефтей,

10. Методы увеличения производительности скважин.