Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 6 )

Сущность гидропескоструйной перфорации заключается в том, что на пласт, в котором нужно получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчаножидкостная струя, обладающая большой абразивностью. В течение короткого времени струя жидкости с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением (от 15 до 30 МПа и более), истекая через сопло с большой скоростью, образует прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта.

В процессе гидропескоструйной перфорации не нарушаются цементные перемычки между пластами и не деформируется обсадная колонна. Этот метод вскрытия пласта применяют как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Важным преимуществом гидропескоструйного метода является его эффективность при вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах (более 3000 м), где при пулевой и кумулятивной перфорации не получают большого эффекта.

Комплекс специально разработанных перфораторов для беспрерывной ГРП позволяет последовательно вскрывать до пяти интервалов продуктивного горизонта без перемещения колонны НКТ.

2.1.3 Тепловые обработки призабойных зон скважин

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из–за выпадения из нефти парафина и запарафирования колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

Для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважины.

При прогреве тем или иным способом скважины и при забойной зоны её отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике существует несколько видов тепловых обработок.

2.1.3.1 Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды обработанной ПАВ

Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Применяют два вида прогрева:

1)создание циркуляции (горячая промывка);

2)продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также в призабойной зоне скважин.

Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком этого его является незначительное тепловое воздействие на призабойную зону.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают НКТ с пакерами.

Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъёма, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

На отдельных месторождениях применяют комбинированный метод интенсификации: обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине вначале производят депарафинизацию НКТ путем закачки горячей нефти в затрубное пространство. После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с конусом насоса. Затем закачивают через НКТ горячую нефть с добавками ПАВ.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

2.1.3.2 Прогрев призабойной зоны паром

Из всех методов теплового воздействия на призабойноу зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8–15 МПа).

Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.

Процесс циклической закачки пара условно можно разбить на четыре периода.

Первый – нагнетание пара по НКТ; конденсация пара; распространение тепла по пласту; уменьшение вязкости нефти; увеличение объёма нефти; уменьшение проницаемости и сил капиллярного сцепления; увеличение проницаемости пород.

Второй период – нагнетание пара по НКТ; образование жидкостной зоны в пласте и в радиусе забоя; дальнейшее уменьшение вязкости и увеличение объёма нефти; уменьшение прилипаемости и сил капиллярного сцепления; начало эффекта пропитки.

Третий период – перераспределение температур в пласте и вытеснение нефти из капилляров; эффект прочистки; откачка жидкости.

Четвертый период – дальнейшее вытеснение нефти из капилляров (эффект пропитки); откачка нефти.

После паротеплового воздействия на пласт дебит скважины увеличивается в 2–3 раза по сравнению с первоначальными и повышается общая добыча нефти из пласта.

2.1.3.3 Обработка призабойной зоны горячей скважинной жидкостью

Для обработки призабойных зон скважин, в нефтях которых содержится парафино–асфальтено–смолистые вещества, рекомендуется использовать горячую скважинную жидкость, нагретую электронагревателем и продавливаемую в пласт воздухом (технология АзНИПИнефти).

Для нагрева жидкости используют глубинный электропогружной нагреватель с платиновым термометром, температурная инерционность которого не превышает 30 ОС.

Радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкости воздухом в пласт можно определить по формуле

R = r∙(h∙1/H∙m)0,5∙n, (2.4)

где R – радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкостью воздухом в пласт,

r – радиус эксплуатационной колонны, м;

h – высота столба нагретой скважинной жидкости, м;

H – эффективная мощность пласта, м;

m – коэффициент пористости;

n – число циклов.

После нагрева и продавки в пласт горячей скважинной жидкости извлекают глубинный нагреватель, проверяют исправность эксплуатационной колонны, спускают НКТ и вводят скважину в эксплуатацию.

2.1.4 Физические методы воздействия на продуктивные пласты

2.1.4.1 Обработка призабойных зон скважин ПАВами

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород призабойной зоны продуктивного пласта может резко ухудшаться из–за проникновения в неё воды.

Глубина проникновения воды в призабойную зону зависит от перепада давления на пласт, проницаемости пород, интенсивности проявления капиллярных сил на границе вытеснения нефти водой и т. д.

Попадая на забой, вода оттесняет нефть в глубь пласта, и часть порового пространства оказывается занятым водой.

Таким образом, при наличии воды на забое уменьшается не только поверхность фильтрации для нефти и газа, но и возрастает сопротивление движению нефти и газа, что приводит к уменьшению производительности скважин.

Снижается проницаемость призабойной зоны и из–за набухания глин при контакте их с посторонней водой. Кроме того, в процессе длительной эксплуатации в призабойной зоне могут образовываться эмульсии, при этом нерастворимые частицы оседают в пласте.

Восстановление естественной проницаемости достигается путем обработки призабойной зоны поверхностно–активными веществами (ПАВ), которые добавляют в воду при промывке скважин для удаления песчаных пробок, глушение скважин и других ремонтных работах.

При закачке ПАВ в пласт, ПАВ адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть–вода и понижает поверхностное напряжение. Растворенное вещество в жидкости между внутренним и поверхностным слоями неодинаково. Концентрация одних веществ в поверхностном слое оказывается значительно большей, чем в таком же количестве жидкости внутри объёма, в некоторых случаях может быть и наоборот. ПАВ обладает свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем концентрация их в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию ПАВ в объёме раствора.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе фаз нефть–вода, нефть–газ, вода–газ размер капель воды в нефти уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее, чем крупные. Поэтому при значительном снижении межфазного натяжения на границе нефть–вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.

ПАВ представляют собой органические вещества, полученные обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли – мыла.

В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость пород для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважины по нефти и уменьшается дебит воды.

Объём раствора ПАВ на обработку скважины можно определить по формуле

Q = 3,14∙R2∙h∙m, (2.5)

где Q – объём раствора ПАВ на обработку, м3;

R – радиус зоны обработки, м;

h – средняя эффективная мощность пласта, м;

m – коэффициент пористости.

Количество ПАВ определяют по формуле

q = Q∙c, (2.6)

где q – количество ПАВ;

Q – объём раствора ПАВ на обработку, м3;

с – концентрация ПАВ в воде.

2.2 Применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта в условиях ТПП «Когалымнефтегаз»

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта можно подразделить на четыре группы:

1.тепловые;

2.газовые;

3.химические;

4.физические.

К группе тепловых методов относятся:

паротепловое воздействие;

воздействие на призабойную зону горячей водой;

пароциклическое воздействие.

К группе газовых методов относятся:

воздействие на пласт углеводородным газом;

воздействие двуокисью углерода;

воздействие азотом, дымовым газом.

К группе химических методов относятся:

воздействие водными растворами ПАВ;

воздействие растворами полимеров и другими защищающими агентами (метилцеллюлоза, полимерно-дисперсные системы и др.);

воздействие щелочными растворами на ПЗП;

воздействие кислотами;

воздействие на ПЗП композициями химическими реагентами, в том числе мицеллярными растворами и др.;

системное воздействие на призабойные зоны скважин;

микробиологическое воздействие.

К группе физических методов относятся:

электромагнитное воздействие;

волновое воздействие;

гидроразрыв пласта.

Выбор метода обработки призабойной зоны зависит от:

строения продуктивного пласта;

состава слагающих его пород и других пластовых явлений и условий;

от причин снижения продуктивности скважин.

Каждый метод обладает своими характерными видами воздействия на призабойную зону пласта. При механическом воздействии создаются новые каналы и трещины, соединяющие ствол скважины с пластом.

Химический метод основывается на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ и реагентов с карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. При тепловом методе прогрев ствола скважины и призабойной зоны пласта обеспечивает расплавление асфальто-смолистых и парафиновых отложений и облегчает их вынос на поверхность. Вибровоздействие основано на создании пульсирующего давления на пласт и позволяет повысить производительность скважины за счет увеличения проводимости среды в результате образования новых микротрещин и расширения существующих, а так же за счет снижения вязкости фильтрующейся жидкости и поверхностного натяжения. Наиболее распространенными на Южно-Ягунском месторождении являются химические методы воздействия на призабойную зону пласта. К ним относятся такие как:

1.закачка в пласт волокнисто-дисперсных систем и воздействие ими на призабойную зону;

2.воздействие на призабойную зону эмульсионно-суспензионными системами (ЭСС);

3.воздействие на призабойную зону сшитыми полимерными системами (СПС);

4.воздействие ПАВ – кислотными и гелевыми системами.

Данные технологии применяются для обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин, а так же для изоляции вод. В 1997 году на Южно-Ягунском месторождении использовались следующие физические методы воздействия на пласт:

в т. ч. гидродинамический разрыв пласта, были задействованы 8 добывающих скважин: № 000/133, 617/35, 571/32, 618/36, 549/32, 614/35, 643/36, 1653/36. Эффективность по этим скважинам на конец года составила 13,9 т/сут., обводненность увеличилась на 60%. На конец года дополнительно добыли 26,1 тонн нефти, что составило 9,8 т/сутки нефти на одну скважину;

акустическое воздействие по Южно-Ягунскому месторождению проводили на 2 нагнетательных скважинах № 000/1, 2018/1, обработка была в начале апреля месяца. Эффект считали по 11 реагирующим добывающим скважинам и на конец года он составил 10,0 тыс. т нефти.

Гидродинамические методы:

в том числе форсированный отбор и оптимизация перепадов давления. В 1997 году было оптимизировано 18 скважин. Дополнительная добыча за счет этого метода составила 66,5 тыс. т нефти совместно с девятью переходящими скважинами.

2.2 Обработка призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин

1.По 81 добывающим скважинам произвели обработку гидрофобным кислотным составом, эффект наблюдался по 54 скважинам и составил 2,6 т/сутки, по ряду скважин дебит стабилизировался, % воды увеличился. Дополнительная добыча нефти на конец года составила 27,1 тыс. т.

2. Соляно-кислотная обработка была проведена в 7 добывающих скважинах, хороший эффект прослеживается по скважине № 000/56 и составил 16,5 т/сутки. Эффект был по 4 скважинам и на конец года составил 3,6 тыс. т нефти.

3. Глинокислотные обработки были проведены по 42 добывающим скважинам Южно-Ягунского нефтяного месторождения. Эффективность одной успешной обработки 6,2 т/с нефти. На конец 1997 года с эффектом работало 14 скважин. Большой эффект получен по скважинам № 000/42, 5055/120, 1352/96. По 14 скважинам после обработки не было эффекта из-за увеличения обводненности. Эффект по ГКО на конец года составил 14,3 тыс. т. нефти совместно с двумя переходящими скважинами.

4. Обработка АПК+АМК проводилась в одиннадцати добывающих скважинах из них три скважины весь год работали без эффекта. На конец года с эффектом работало пять скважин. В целом эффективность одной успешной обработки составила 10,6 т/сут. С начала года дополнительно добыли 2,8 тыс. т нефти.

5. ТГХВ произвели на десяти скважинах. По четырем скважинам

№ 000/50, 1548/140, 497/28, 1776/162, эффекта не было получено из-за увеличения % обводненности. По шести скважинам эффект на конец года составил 2,9 т/сут. нефти. По скважинам № 000/46 эффект продолжался 8 месяцев и составил 2,6 т/сут. Всего по ТГХВ эффект на конец года составил 2,5 тыс. т нефти.

6. На шести скважинах была произведена обработка “УОС”. Обработка производилась с октября месяца по трём скважинам и в декабре три скважины. Дополнительно добыли этим методом 1,3 тыс. т нефти.

7. Методом ОПЗ нефтяных скважин на конец 1997 года получено дополнительно нефти 51,6 тыс. т.

8. Всего по НГДУ “Когалымнефть” дополнительно добыто за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи 419,01 тыс. т нефти.

3 Интенсификация добычи нефти

3.1 Факторы, снижающие продуктивность скважин.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявится факторы, нарушающие сообщение пласта с призабойной зоной скважины и уменьшение продуктивности добывающей скважины.

Такими факторами на объекте являются:

- низкая проницаемость пласта;

- гидродинамическое несовершенство скважины;

- снижение проницаемости призабойной зоны, вызванное влиянием глинистого раствора, выпадением в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды во время текущего и капитального ремонта скважин, частичной закупорки пор пластическими массами при селективной изоляции вод.

При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения к скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном расходе жидкости через поверхность призабойной зоны скважины). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление, что особенно заметно проявляется в низкопроницаемом пласте БС10. В вышеуказанных условиях раньше к забою приходит вода, а, следовательно, уменьшается дебит по нефти.

Боле 90% скважин Южно-Ягунского нефтяного месторождения гидродинамически несовершенны по степени вскрытия, то есть вскрывает продуктивный пласт БС10 на глубину, меньшую, чем его толщина, и гидродинамически несовершенны по характеру вскрытия, так как перекрывает пласт перфорированной эксплуатационной колонной.

Дебит гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, при линейном законе и стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения:

(3.1)

где – дебит совершенной скважины, м3/с;

- 3,14;

- проницаемость продуктивного пласта, м2;

h – толщина пласта, м;

Рпл. – пластовое давление, МПа;

Рзаб. – забойное давление, МПа;

b – объемный коэффициент нефти;

- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях,

- радиус скважины по долоту, м;

– радиус контура питания, м;

rc – радиус скважины.

При расчетах можно приближенно принять равным среднему значению половины расстояния до соседних скважин (для пласта БС10–около 330 м).

Дебит гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:

(3.2)

где – коэффициент, характеризующий фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины и определяемый формулой:

(3.3)

где – коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру вскрытия;

– коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени вскрытия.

Коэффициент совершенства скважины s представляет собой отношение между реальным дебитом и дебитом совершенной скважины в тех же условиях.

Таким образом

. (3.4)

Для пласта БС10 почти для всех скважин s меньше 0,9, то есть налицо явное снижение дебита по сравнению с теоретически возможным.

Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, вызванным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.

Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик пласта БС10.

Все ремонтные работы и процесс бурения осуществляется с применением водного раствора хлоркальциевого типа, близкого по минерализации к пластовой воде горизонта БС10. Поэтому удается снизить эффект набухания и размокания глин – практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважинах, могут только частично восстановить проницаемость пласта в зоне воздействия.

Следующее осложнение связано с проникновением твердой фазы бурового раствора в поры призабойной зоны – это ведет к блокированию крупных пор пласта и также снижает продуктивность скважины. Твердые частицы меньших размеров проникают глубже в пласт о тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, опять-таки блокируя проходное сечение. Исследования кернов продуктивного пласта БС10 показали, что в проходной зоне загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в четыре в пять раз.

Аналогичное явление происходит при попадании в продуктивный пласт посторонних примесей из воды, использующейся для ремонта.

В процессе обводнения скважины из добываемой жидкости в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, в порах пласта отлагается часть солей, растворенных в воде. Одновременно вода в скважине активно смешивается с нефтью и образуется блокирующая перфорационные отверстия эмульсия, стабильность которой увеличивается благодаря наличию деспергированных глинистых частиц.

Также существуют причины снижения продуктивности скважин в результате засорения призабойной зоны пласта.

Одной из основных причин засорения является отложение в призабойной зоне пласта асфальтенов, смол, и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных труб снижаются температура и давление).

Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в призабойной зоне пласта во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в призабойной зоне пласта высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водо-растворимых солей.

Эффективным средством борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин является комплекс технологий на основе нефтяных растворителей. Во ВНИИЦ “Нефтегазотехнология” разработано несколько вариантов технологии, отличающихся химическим составом компонентов и характером устраняемой причины снижения продуктивности (загрязнения призабойной зоне пласта) скважин. Различаются следующие виды загрязнителей призабойной зоны пласта:

- асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) – загрязнители данного вида увеличиваются по мере выроботки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти;

- неорганические соли – загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения;

- высоковязкие водонефтяные эмульсии – образуются в призабойной зоне пласта после глушения скважин растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окислительных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. Опыт борьбы с образованием водонефтяных эмульсий на месторождениях НГДУ «Когалымнефть» показывает, что они образуются при достижении обводненности добываемой жидкости в пределах от 30 до 70 %. повышенная минерализация пластовых вод, а также высокая вязкость добываемой нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий.