Методы повышения нефтеотдачи продуктивных горизонтов (Основы промысловой геологии и разработки нефти и газа).

Нефтеотдача продуктивных пластов и, в конечном ито­ге, объем извлеченной нефти зависят как от свойств нефти и коллекторов, так и от методов воздействия, т. е. применяемой системы разработки залежи.

Даже при самом благоприятном сочетании свойств пластов и нефти в терригенных пластах не удаётся извлечь на поверхность более 60%, а в редких случаях около 70% нефти от геологических запасов нефти в залежи. В карбонатных коллекторах и при тяже­лой вязкой нефти, как правило, извлекают не более 15—20% не­фти. В результате даже при открытии крупных запасов нефти потери ее в природных условиях неизбежны.

В связи с этим перед нефтяной промышленностью встает за­дача — применение более совершенных и эффективных методов воздействия на продуктивные пласты в целях повышения их неф­теотдачи и, следовательно, увеличения извлекаемых запасов на нефтяных объектах.

Эта задача особенно актуальна в отношении уже открытых крупных залежей и местоскоплений как в старых нефтедобыва­ющих районах, где имеются вполне обустроенные промыслы, так и в новых регионах и областях.

Разные методы повышения нефтеотдачи пластов в течение нескольких десятков лет применяются у нас в стране и за ру­бежом.

К ним относятся три группы методов, включая: 1) методы, связанные с улучшением процесса заводнения; 2) тепловые ме­тоды воздействия на залежь и 3) методы воздействия химреаген­тами — закачка растворителей в пласты.

В залежах, характеризующихся повышенной вязкостью не­фти (до 30 сп в пластовых условиях) применяются методы, отно­сящиеся к 1 группе. Среди них выделяют: закачку воды с повер­хностно-активными веществами (ПАВ), закачку водорастворимых полимеров (ПАА), закачку углекислоты, различных эмуль­сий, в том числе из смеси УВ и ПАВ и др.

ПАВ, к которым относятся моющие и пенообразующие сред­ства, позволяют снизить поверхностное натяжение на границе нефть—вода и улучшить смачиваемость породы водой. В резуль­тате увеличивается коэффициент вытеснения нефти водой, и прирост нефтеотдачи достигает 6—8%.

Применение ПАА (акриламида в виде геля) способствует уве­личению вязкости нагнетаемой в пласт воды (загущивание воды), что приводит к уменьшению разницы в подвижности нефти и воды в пласте и в результате приводит к росту коэффициента охвата нефтенасыщенного пласта заводнением. При этом дости­гается прирост нефтеотдачи до 10%.

Закачка углекислого газа (СО₂) вследствие его хорошей ра­створимости в нефти при закачке в пласты, насыщенные не­фтью повышенной вязкости, существенно снижает вязкость пластовой нефти. При этом вязкость воды, наоборот, увели­чивается, что, однако, является хорошим показателем, так как сближается степень подвижности нефти и воды, что приводит к равномерному продвижению воды в продуктивном пласте при заводнении. По данным экспериментов, прирост нефте­отдачи от применения этого метода достигает 14—15%.

Успешно используется на нефтяных местоскоплениях Та­тарии, в особенности для карбонатных коллекторов, реагент СНПХ-9630, разработанный НИИнефтепромхим (г. Казань) на основе смеси углеводородного растворителя и ПАВ. Он используется для ограничения водопритока в добывающих скважинах с высокой обводненностью (60—90%). Метод ос­нован на блокировании водонасыщенных зон пласта высо­ковязкой эмульсией, которая возникает после закачки реа­гента в пласт. Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает сохранение проницае­мости нефтенасыщенных пропластков. Технология примене­ния реагента предусматривает закачку 3—5 м³ реагента на 1 м³эффективной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой, а скважина выдерживается в течение 24—48 ч на реагирование, после чего осваивается. Дополнительная добыча нефти после применения реагента составляет не ме­нее 20 т на 1 т реагента.

Термические методы воздействия с целью повышения нефте­отдачи пластов основаны на снижении вязкости нефти под дей­ствием теплоносителей, таких как пар, горячая вода и внутри-пластовый движущийся очаг (фронт) горения (ВДОГ), прогрев призабойной зоны скважин.

Лабораторные и промысловые испытания по применению различных способов термического воздействия на нефтяные пла­сты показали их высокую эффективность в отношении повыше­ния как текущих дебитов нефти, так и увеличения конечной неф­теотдачи до 50-80%.

Анализ результатов промысловых экспериментов по приме­нению термических методов позволил определить пределы при­менимости благоприятных параметров для нефтяных объектов, где можно успешно применять тепловое воздействие.

Закачка в пласт горячей воды, как и прогрев призабойной зоны, может с успехом применяться для залежей тяжёлых вяз­ких, а также лёгких маловязких, но парафинистых нефтей и вы­сокопористых пластов. Для закачки горячей воды благоприятны терригенные пласты (песчаники, алевролиты) как с хорошей проницаемостью, так и неоднородные малопроницаемые плас­ты мощностью более 15 м, залегающие преимущественно неглу­боко (до 1200 м), но возможно и глубже.

Для закачки пара в пласт наиболее благоприятны однород­ные пласты (пески, песчаники) большой толщины (более 15 м), залегающие на глубине менее 1000 м, обладающие высокой по­ристостью (более 20%) и проницаемостью (не менее 1000 мд) и содержащие тяжелую (0,9—1,0 г/см³) вязкую (минимум 50 сп) нефть.

Создание внутри пластового очага горения наиболее целесо­образно в маломощных (3—15 м) пластах песчаников, которые залегают на небольших глубинах (до 900—1000 м), обладают хо­рошими коллекторскими свойствами и содержат высоковязкие нефти (более 100 сп) с плотностью до 0,966 г/см³. При использо­вании водно-воздушных смесей успешное применение ВДОГ возможно и для менее вязких нефтей (менее 40 сп).

Наибольший эффект от периодического прогрева призабой­ной зоны скважин получен в малодебитных скважинах, а также в скважинах с небольшим выносом песка и удаленных от ВНК.

Внутриочаговое горение поддерживается за счет подачи воз­духа в продуктивный горизонт через одну или несколько инжекционных скважин. Зажигание производят у нагнетательных сква­жин, а в направлении к эксплуатационным скважинам движется очаг горения (высокотемпературная зона с Т=200 и более °С).

Внутрипластовое горение может быть сухим или влажным. В последнем случае в пласт нагнетают периодически воздух и воду, а в первом — только воздух.

Промысловые опыты показали, что «влажное» горение более эффективно, так как расход воздуха снижается, а темп разработ­ки повышается по сравнению с «сухим» горением.

При закачке теплоносителей в пласт (горячей воды или пара) производят либо непрерывное их нагнетание в скважины, либо с последующим нагнетанием холодной воды.

Применение термических методов ограничено сравнительно небольшой глубиной залегания продуктивных пластов, что свя­зано с большими потерями тепла по стволу скважины. Ограни­чения по толщине пласта при выборе объектов для закачки теп­лоносителей также объясняются потерями тепла через кровлю и подошву. В этом отношении с увеличением толщины пласта, наоборот, уменьшаются потери тепла. Поэтому более высокая эффективность прогрева продуктивных пластов горячей водой или паром наблюдается в пластах толщиной более 15 м.

Применение теплоносителей в целях повышения нефтеотда­чи пластов с успехом проводится как на залежах тяжелой вязкой нефти, так и на залежах легкой, но высокопарафинистой нефти. Однако процесс внутри пластового горения ограничивается при­менением только на залежах тяжёлой вязкой нефти (вязкость — несколько десятков сантипуаз).

Наиболее полное вытеснение нефти из пластов и достиже­ние наибольшей нефтеотдачи возможно при применении тре­тьей группы методов — растворителей нефти, чаще всего кото­рыми являются газы.

Газ легко растворяется в нефти, в результате чего нефть ста­новится менее вязкой и более текучей. При закачке газов в не­фтяной пласт граница раздела фаз отсутствует и формируется зона смесимости. В качестве растворителя нефти используются пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, а также газ высокого давления.

Установлено, что смешиваемость газа с нефтью в пластовых условиях может происходить, если плотность дегазированной нефти не более 0,8 г/см³ (лёгкие нефти).

В целях повышения нефтеотдачи пластов используют различ­ные способы закачки газов, например, закачивают сухой газ (уг­леводородный или газ горения), либо вытесняют нефть отороч­кой из углеводородного газа с добавкой сжиженного, которая проталкивается сухим газом, либо вытесняют нефть оторочкой сжиженного газа, а проталкивают ее сухим или жирным газом.

Для повышения конденсатоотдачи пластов на газоконденсат­ных местоскоплениях также используют закачку газов в продук­тивные пласты.

Газоотдача продуктивных пластов значительно выше, чем неф­теотдача, однако полностью газ не извлекается из залежи, а чаше всего около 60—80% ее геологических запасов.

На величину извлекаемого газа влияют как природные геоло­гические условия (строение залежи, неоднородность продуктив­ных пластов, трещиноватость пород-коллекторов, наличие кон­денсата, нефтяной оторочки и т. д.), так и методы добычи, кото­рые используют разработчики.

Так, при наличии высокой неоднородности продуктивного пласта возникает опасность наибольшего прорыва газа по тре­щинам и другим наиболее проницаемым участкам, и в результа­те подступающая вода может отсечь такие участки. Тогда часть запасов газа может оказаться изолированной в отдельных бло­ках, не связанных с остальной частью залежи. Более высокая газоотдача характерна для сравнительно однородных по коллек-торским свойствам пластов, а также для залежей с высоким пла­стовым давлением и с большими геологическими запасами.

В целях предотвращения прорывов газа и воды по ослаблен­ным зонам (трещин и др.), преждевременного обводнения газо­вой залежи, а также для повышения газоотдачи проводят раз­личные промысловые мероприятия, например, своевременную изоляцию прорвавшихся вод, или снижают пластовое давление до минимальной величины, проводя отбор газа из скважин под вакуумом.

29. Способы эксплуатации продуктивных на нефть и газ скважин (Основы промысловой геологии и разработки нефти и газа).

По способам эксплуатации скважин при добыче нефти и газа выделяются:

1) фонтанная,

2) газлифтная,

3) насосная эксплуатация.

При фонтанном способе давление в эксплуатационных скважинах меньше, чем пластовое давление, в результате чего происходит самоизлив нефти либо за счет гидростатического напора,либо за счет расширяющегося газа. Нефть поднимается по насосно-компрессорнъш трубам, а устье эксплуатационных скважин оборудуется стальной арматурой — трубной головкой и фонтанной ёлкой. I

После спуска эксплуатационной колонны верхние концы об­садных труб обвязывают колонной головкой, которая представ­ляет собой фланец, навинченный или приваренный на конец эксплуатационной колонны.

На верхнем конце колонной головки укрепляют фонтанную арматуру, которая является основным эксплуатационным обо­рудованием фонтанных, компрессорных и газовых скважин.

Фонтанная арматура представляет собой соединение на флан­цах стальных тройников, крестовин, катушек, задвижек или кра­нов, которые образуют две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка присоединяется снизу к верхнему фланцу колонной головки, а фонтанная ёлка устанавливается на труб­ной головке.

Назначение трубной головки — подвеска фонтанных труб, герметизация пространства между подъёмными трубами и экс­плуатационной колонной, подача жидкостей и газов в кольце­вое пространство в целях фонтанирования. Назначение фон­танной ёлки — контроль и регулирование работы фонтанной скважины, что осуществляется разработчиками.

Контроль заключается в обеспечении оптимального дебита сква­жин при возможно меньшем газовом факторе (Г), который пока­зывает содержание газа (растворенного) в нефти (в см³, м³), а так­же регулирование количества воды в продукции скважин, чтобы предотвратить преждевременное обводнение нефтяной залежи.

Большие трудности создаются при эксплуатации фонтанных скважин в продуктивных пластах, насыщенных парафинистой нефтью. При подъеме нефти в таких условиях происходит осаж­дение парафина в эксплуатационном оборудовании (подъемных трубах и др.), что затрудняет подъем нефти на поверхность.

Поэтому в таких случаях ведется борьба с отложением парафина путем применения различных способов его удаления: нагревания, растворения различными растворителями и путем механического удаления специальными скребками. Кроме того, для предупрежде­ния парафинообразования в трубах производят покрытие внутрен­них поверхностей труб лаками, эмалями для снижения коррозии труб, которая задерживает на их поверхности парафин [36].

Когда прекращается фонтанирование скважины, переходят на механизированную эксплуатацию (газлифтным или насосным способами).

Принцип газлифтной эксплуатации заключается в подъеме нефти на поверхность за счет сжатого газа, нагнетаемого в ко­лонну подъемных труб. При этом по одному каналу в скважину нагнетают газ, а по другому — поднимают на поверхность нефть.

В случае если вместо газа нагнетают воздух, данную систему называют воздушным подъемником или эрлифтом.

Газлифтные скважины, как и фонтанные, оборудованы на-сосно-компрессорными трубами (НКТ), диаметры которых ко­леблются от 25 до 100 мм (обычно 50 и 62 мм).

Этот способ эксплуатации применяется в тех случаях, когда заданные отборы нефти не обеспечиваются за счёт энергии соб­ственного пластового газа (свободного или растворенного), что требует закачки газа с поверхности.

Для этого проводят сначала расчёт газлифтной скважины, т.е. определяют количество и давление подаваемого в скважину газа, рассчитывают диаметр труб, расстояние от устья скважины до места ввода в НКТ.

По результатам расчётов строятся графики режима работы газлифтной скважины. Затем выбирается оптимальный вариант, который позволит с наименьшими энергетическими и матери­альными затратами отбирать из продуктивного пласта необходи­мое количество нефти, при этом соблюдая определенные соот­ношения в отборах нефти и воды (по содержанию воды в про­дукции скважины), что предотвратит преждевременное обводне­ние продуктивной площади.

На промысле, где проводится газлифтная эксплуатация сква­жин, имеются компрессорные станции (КС). Сжатый газ пода­ется компрессорами сначала к газораспределительным батаре­ям (ГБ), затем — к скважинам, с которыми они соединены специальным газопроводом. При этом газ движется в замкну­том цикле, начиная движение от КС к ГБ, затем — к сборным сепарационным установкам (трапам), в последующем — к газоотбензинивающим установкам (ГУ) и вновь возвращаясь в КС.

Насосная эксплуатация является механизированным спосо­бом добычи и осуществляется с помощью глубинных насосов. Насосная установка состоит из насоса и станка-качалки. Насос представляет собой цилиндр, внутри которого находится пор­шень (плунжер). Последний при движении вверх через всасыва­ющий клапан пропускает жидкость в цилиндр насоса. При дви­жении же плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, и жидкость переходит из цилиндра в пространство над плунже­ром, попадая в насосно-компрессорные трубы.

Насос спускается в скважину, причем цилиндр укрепляется на конце НКТ, а плунжер — на штангах. Поэтому для смены насоса на поверхность поднимаются только штанги, а НКТ ос­таются в скважине.

При глубинно-насосной эксплуатации используются различ­ные насосы и насосные установки, включая поршневые насосы с приводом от станка-качалки, погружные центробежные насо­сы с электроприводом, поршневые насосы с гидравлическим приводом, а также винтовые и другие насосы.

Наиболее распространен у нас на промыслах приводной ме­ханизм для привода глубинного насоса — шатунно-кривошип­ный механизм, называемый станок-качалка.

Станки-качалки различаются своими габаритами, нагрузкой и основными параметрами работы насосной установки.

Глубинно-насосная эксплуатация может осуществляться и бесштанговыми погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). В этом случае в скважину на глубину спускают электро­двигатель на подъемных трубах, а наверху устанавливают устье­вую арматуру, трансформатор, барабан для кабеля. Электричес­кий ток, поступая к электродвигателю, приводит в движение вал насоса, и в результате нефть поднимается по насосно-компрес-сорным трубам вверх.

Применение бесштанговых электронасосов (ЭЦН) проводится при эксплуатации продуктивных пластов, расположенных на боль­шой глубине (более 5000 м), так как применение штанг в таких условиях намного бы осложнило процесс эксплуатации скважин.

Насосные штанги работают в сложных условиях, в частности, испытывают переменные нагрузки, нередко работая в среде, на­сыщенной сильно минерализованной водой и сероводородом. Поэтому штанги разрушаются, так как металл подвергается кор­розии и деформации. Такой процесс усталостного разрушения металла в коррозионной среде называется коррозионной усталос­тью.

Поэтому эксплуатация продуктивных пластов на большой глу­бине штанговыми насосами нецелесообразна.

Для предотвращения образования гидратов газа при эксплуа­тации газовых объектов проводят нагнетание антигидратных ин­гибиторов, обогревают отдельные узлы и участки, а также регу­лярно продувают газопровод в местах образования гидратов, про­водят осушку газа и др. Самым эффективным ингибитором гид-ратообразования является метиловый спирт (метанол, древесный спирт), однако он ядовит и дорог. Ингибиторами являются так­же гликоли и хлористый кальций.

Осушку газа проводят с целью предотвращения образования гидратов и водяных пробок на специальных установках с помо­щью различных поглотителей влаги.

В процессе разработки местоскоплений нефти и газа прово­дятся промысловые исследования скважин, в том числе замеря­ются дебиты жидкости (нефти и воды) и газа (в т/сут или м₃/ сут), пластовые и забойные давления и др. При этом для каждо­го периода разработки устанавливаются: рациональный способ эксплуатации, предусматривающий применение такого способа подъема нефти и газа, при котором обеспечивается заданное ко­личество отобранной жидкости и газа; нормальные условия ра­боты установки; минимальные энергетические затраты и мини­мальная себестоимость добываемой нефти.

Характеристика работы эксплуатационной скважины оцени­вается по ряду показателей, включая коэффициент эксплуата­ции скважин.

Коэффициент эксплуатации (K_э) обозначает отношение фак­тического времени эксплуатации скважины (Г_ф) к календарному времени (Т_к), например, за месяц.

.

При этом разница по времени между Г_к и Г_ф означает время простоев скважин, которое может объясняться разными причи­нами. При снижении применяют соответствующие меры, обес­печивающие заданный отбор нефти.

30. Метаморфизм: факторы и основные типы (Петрография).