поддержка
проекта:
разместите на своей странице нашу кнопку!И мы
разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на
e-mail
Статистика
Методы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях
Важнейшей задачей при разработке и эксплуатации нефтяных
месторождений является максимальное извлечение из продуктивных пластов
нефти. Как было показано, полнота извлечения нефти из пластов
характеризуется коэффициентом отдачи пласта, который на разных
месторождениях колеблется в широких пределах. Для поддержания пластового
давления и увеличения коэффициента отдачи пласта применяют различные
методы, но наибольшее применение на практике нашли такие методы, как
закачка под давлением в продуктивные пласты воды или газа. Первый метод
связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные
пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Причем различают
законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяных пластов. При
законтурном заводнении закачку воды в пласты осуществляют через
специально пробуренные скважины, расположенные за линией границы контура
нефтяного месторождения (за его контуром). В этом случае вода проникает
в капилляры пластов и вытесняет из них нефть, стягивая к центру контур
нефтяного месторождения. При больших площадях нефтяного месторождения
эффективность применения одного законтурного заводнения оказывается
недостаточной и наряду с ним применяют внутриконтурное заводнение,
когда площадь нефтяного месторождения путем размещения инжекционных
(нагнетательных) скважин по линиям внутри контура месторождения
разбивают на отдельные менее крупные месторождения. Вода перед закачкой
в пласты специально подготавливается на установках подготовки воды.
Для поддержания пластового давления применяют также закачку газа в
пласты. Для закачки применяют попутный (нефтяной) или природный газ.
Закачку газа обычно осуществляют в повышенные части пластов для
поддержания газонапорного режима эксплуатации месторождения. При этом
желательно, чтобы пласты имели крутой угол падения, проницаемость
пластов была достаточно высокой, а нефть в пластах имела бы малую
вязкость. Давление закачки газа должно на 10-20 % превышать пластовое.
Закачку газа осуществляют через бывшие нефтяные скважины или специально
пробуренные нагнетательные скважины. Общий объем закачиваемого в пласты
газа (приведенного к пластовым условиям) должен быть равен объему
вытесненной из пластов нефти. Для поддержания пластового давления
необходимо закачивать в пласты значительный объем газа под большим
давлением. Поэтому этот метод поддержания пластового давления применяют
редко и только на конечной стадии эксплуатации месторождения в связи с
большими капитальными затратами на строительство мощных компрессорных
станций и дефицитностью закачиваемого газа.
Кроме закачки вфды или газа в пласты на практике используют и другие
методы поддержания пластового давления: обработка закачиваемой воды
поверхностно-активными веществами (ПАВ), закачка в пласты углекислоты,
тепловые методы. Применение ПАВ для добавки в закачиваемую воду в
небольших количествах (0,05-0,1 %) значительно снижает поверхностное
натяжение на границе с нефтью и с твердой поверхностью породы, уменьшает
необходимый перепад давления для перемещения нефти по капиллярам и
способствует лучшему вымыванию нефти из капилляров. По данным
лабораторных исследований нефтеотдача пластов при использовании ПАВ
может увеличиться на 15-16 %.
При использовании для повышения нефтеотдачи углекислоты в пласт
закачивают либо карбонизированную воду, либо жидкую углекислоту, которые
и вытесняют нефть из капилляров пласта к забою скважины. Углекислый газ
хорошо растворяется как в углеводородной среде (нефти), так и в воде.
При этом вязкость воды увеличивается. а нефти, наоборот, снижается, что
и способствует лучшему перемещению ее по капиллярам пласта.
Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов основаны на снижении
вязкости нефти, расплавлении отложений парафина в порах пласта, тепловом
расширении пород пласта при действии на забое скважины повышенных
температур (до 200° С и более). К тепловым методам относят прогрев
призабойной зоны скважин электрическими или огневыми нагревателями;
паротепловую обработку пласта; закачку горячей воды в продуктивные
пласты; добычу нефти с помощью внутрипластового движущегося очага
горения.
Для прогрева призабойной зоны на забой скважины на кабель-тросе опускают
трубчатые электронагреватели. Наружный диаметр корпуса
электронагревателя 112 мм, длина 3700 мм, масса 60 кг, а максимальная
потребляемая мощность - 21 кВт при напряжении 380 В. Трубчатые
электронагревательные элементы выполняют в двух вариантах: поднасосном,
когда эти нагревательные элементы опускают в скважину вместе с насосом,
а сам элемент находится под насосом, и непод-насосном, когда
нагревательный элемент опускают для периодического прогрева призабойной
зоны скважины при отсутствии в скважине насоса. Поднасосный вариант
лучше, так как нагревательный элемент находится вместе с насосом в
скважине и периодически включается для подогрева по мере уменьшения
поступления нефти из скважины.
Паротепловая обработка пласта связана с закачкой в призабойную зону
перегретого пара. Перегретый пар получают на передвижных паровых
установках, смонтированных на шасси автомобиля, и нагнетают в скважину в
течение 10-12 сут. После этого устье скважины закрывают на 2-5 сут. За
это время тепло распространяется в глубь пласта. Для получения
оптимального эффекта повышения нефтеотдачи необходимо закачать не менее
1000 т пара. На практике используют также закачку в пласты горячей воды.
Процесс внутрипластового горения для повышения нефтеотдачи пласта
состоит в том, что через нагнетательную скважину в пласт подают под
давлением воздух и за счет кислорода воздуха осуществляют сжигание нефти
в капиллярах пласта призабойной зоны. При этом используют два способа
разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. В первом случае
происходит самозагорание нефти на месторождениях с быстроокисляющейся
нефтью. Во втором случае на забое скважины размещают электрические или
газовые нагреватели, которые используют в качестве запальников. При
действии высокой температуры в очаге горения нефти образуются горячие
газы, пары воды, горячая вода и горячая нефть. Горячие газы и пары воды
обладают более высоким давлением и за счет этого по пласту в сторону
нефтяных скважин распространяются горячая вода и горячая нефть, которые
и выдавливают нефть. 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: кислотной
обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной
обработки скважин; термохимической обработки скважин.
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 кислоты 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, вида 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 - это процесс, связанный с образованием и
раскрытием трещин в призабойной зоне продуктивных пластов под
гидростатическим действием жидкости, закачиваемой в скважину под большим
давлением. Давление закачки зависит от глубины залегания продуктивного
пласта, вида пород, составляющих этот пласт, и др. Обычно давление при
гидравлическом разрыве должно превышать гидростатическое давление в
скважине в 1,5-3 раза. Конкретное давление гидравлического разрыва
характеризуется градиентом разрывного давления, который изменяется в
пределах от 0,0105 до 0,02 МПа/м. Например, для нефтяных месторождений
Татарии и Башкирии при глубинах скважин 1650-1800 м градиент разрывного
давления составляет 0,014-0,017 МПа/м, т.е. давление гидравлического
разрыва меняется в пределах от 23 до 30 МПа. Для предупреждения закрытия
образовавшихся трещин в породах пласта в их полости вводят
крупнозернистый песок. При производстве гидравлического разрыва
применяют три вида рабочих жидкостей: жидкость разрыва,
жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. В качестве жидкости
разрыва обычно применяют жидкости на углеводородной основе (нефть,
дизельное топливо, керосин). Жидкость-песконоситель должна хорошо
удерживать в своем составе частицы песка размером 0,3-1 мм и
предназначена для заполнения песком раскрытых трещин в пласте.
Жидкости-песконосители готовят на углеводородной основе с введением
загустителей для повышения вязкости (например, нефтяного гудрона). В
качестве продавочной жидкости в эксплуатационных скважинах используют
нефть, а в нагнетательных - воду. Гидравлический разрыв пласта
осуществляют закачкой в скважину рабочей жидкости под большим давлением
с помощью поршневых насосных агрегатов. Вначале в скважину закачивают
жидкость разрыва и проводят опробование пластов на приемистость и
устанавливают возможность образования трещин в пласте. После этого, не
снижая темпа закачки, с помощью второго агрегата в скважину закачивают
жидкость-песконоситель. После того как в скважину вместе с жидкостью
закачают необходимое количество песка, включают насосный агрегат для
подачи в скважину продавочной жидкости, с помощью которой вдавливают
частицы песка в образовавшиеся трещины пласта.
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.
Термохимическая обработка скважины связана с размещением на забое
скважины термореактора - перфорированной трубы, которую предварительно
заполняют прутками магния. Затем в термореактор с поверхности подают
кислотный раствор. Кислота вступает с магнием в экзотермическую реакцию.
Нагрев призабойной зоны пласта способствует лучшему проникновению
кислоты в поры и трещины пласта. Применяют также внутрипластовую
термохимическую обработку, когда при гидроразрыве пласта вместе с
жидкостью-песконосителем в трещины и поры пласта закачивают порошок
магния. При последующей кислотной обработке экзотермические реакции
кислоты с магнием происходят непосредственно в трещинах пласта, а
непрореагировавшая кислота способствует расширению пор и трещин в
пласте.
