Главная | Обратная связь

Технологія і техніка гідродинамічних методів

підвищення нафтовіддачі.

План.

1. Призначення і розвиток технології підвищення нафтовіддачі.

2. Циклічне заводнення.

3. Витіснення нафти газом високого тиску.

4. Заводнення вуглекислотою.

5. Витіснення нафти в процесі внутрішньо пластового горіння.

 

1. Вибір методу підвищення нафтовіддачі конкретного об’єкта розробки починається з вивчення геологічних умов. При цьому приділяється особлива увага властивостям пласто­вих нафт, тому що від них залежить вибір того чи іншого ме­тоду. Так, високов’язкі (більше 50... 100 мПа∙с) і високопарафінисті нафти доцільніше розробляти тепловими методами. Малов’язкі (до 10 мПа∙с) краще розробляти з застосуванням полімерного заводнення й інших фізико-хімічних методів. Поклади нафти з в'язкістю від 10 до 50... 100 мПа-с можна розробляти, використовуючи як фізико-хімічні, так і теплові методи.

Важливими параметрами у виборі методу є глибина за­лягання об’єкта розробки, його товщина і ступінь неоднорід­ності, хімічні і фізичні властивості рідин, що насичують плас­ти, теплофізичні характеристики пластів. Дуже істотний вплив на момент впровадження методу виявляє стан розробки покладу нафти.

Тому необхідне детальне вивчення особливостей розро­бки родовища, його режиму і вироблення запасів по ділянках і пропластках.

 

2. Метод ґрунтується на періодич­ній зміні режиму роботи покладу шляхом припинення і поно­влення закачки води і відбору, за рахунок чого повніше використовуються капілярні і гідродинамічні сили. Це сприяє проникненню води в зони пластів, раніше неохоплених впливом. Циклічне заводнення ефективне на родовищах, де засто­совується звичайне заводнення, особливо в гідрофільних ко­лекторах, які капілярно краще утримують воду, яка в них за­глибилась. У неоднорідних пластах ефективність циклічного заводнення вища, ніж звичайне заводнення Тому що за практичного впровадження циклічного заводнення частіше не вда­ється здійснити одночасне тимчасове припинення запомповування чи відбору в усіх свердловинах, то за циклічного завод­нення одночасно реалізується ідея підвищення нафтовіддачі зміною напрямку фільтраційних потоків.

Метод циклічного заводнення особливо ефективний у системах розробки, які поєднують підвищення тиску нагні­тання з періодичним зниженням пластового тиску нижче тис­ку насичення нафти газом у пластах з великою неоднорідніс­тю колектора.

 

3. Метод поля­гає у створенні в пласті облямівки з легких вуглеводнів на межі з нафтою, що забезпечує процес витіснення нафти, що змішується. Технологія розробки нафтових покладів ґрунтується на витісненні нафти рідинами, що змішуються з нею і газами. Вона з’явилася як результат удосконалення способів підтримання пластового тиску шляхом запомповування газоподіб­них агентів. Під час витіснення нафти газом деяка кількість нафти затримується в порах колектора капілярними силами. Вишукування, спрямовані на підвищення ефективності техно­логії запомпонування газу, призвели до виникнення ідеї змі­шуваного витіснення, коли між рідиною, що витісняє, і ріди­ною, що витісняється, не виникає капілярних ефектів. Відбу­вається екстракція нафти агентом, що витісняє.

Стосовно до різню, пластових систем розроблені її апро­бовані такі технологічні схеми підвищення нафтовіддачі 1) запомповування газу високого тиску; 2) витіснення нафти збагаченим газом; 3) витіснення нафти облямівкою з вуглеводневих рідин з подальшим просуванням її шляхом нагнітання сухого газу.

Встановлено, що взаємна зміщуваність нафти і газу без попереднього збагачення газу важкими вуглеводнями може відбуватися за рахунок високого тиску (Р=15 МПа і вище), тому режим газу високого тиску придатний для глибоко залеглих покладів нафти (понад 1500 м). Обсяг облямівки вуглеводневого розчинника може складати 2...5% обсягу пор пласта і визначається з розрахунку технологічних параметрів проце­су. Під час запомповування газу в похило залеглий пласт спо­стерігається нерівномірність процесу витіснення, зумовлена гравітаційним поділом нафти і газу. Тому кращими об’єктами для запомповування газу високого тиску є пласти з великими кутами залягання, рифові і куполоподібні поклади. Запомпо­вування газу високого тиску проводять у пласти з низькою проникністю, де процес заводнення з техніко-економічних причин неефективний. Негативний вплив на ефективність процесу робить неоднорідність пластів (особливо пропласткова неоднорідність).

 

4. Метод ґрунтується на тому, що двоокис вуглецю СО₂, розчиняючись в нафті, збіль­шує її об'єм і зменшує в’язкість, а з іншого боку, розчиняю­чись у воді, підвищує її в'язкість. Таким чином розчинення СО₂ у нафті і воді зумовлює вирівнювання рухомостей нафти і води, що створює передумови до одержан­ня більшої нафтовіддачі, як за рахунок збільшення коефіцієн­та витіснення, так і коефіцієнта охоплення. Протипоказаннями до застосування методу є висока мінералізація пластової води й особливо наявність солей кальцію. Крім того, не рекоменду­ється застосування вуглекислоти в пластах, нафти яких міс­тять багато асфальтосмолистих компонентів. За взаємодії ву­глекислоті з солями кальцію і асфальтосмолистими речови­нами випадає твердий осад, здатний закупорити пори пласта.

Двоокис вуглецю подають у пласт за такими технологіч­ними схемами: а) у вигляді водного розчину заданої концент­рації─карбонізована вода; б) як разову облямівку реагенту, що просувається по пласту карбонізованою чи звичайною во­дою; в) як почергові облямівки двоокису вуглецю, які просу­ваються по пласту запомпованою водою.

 

5. Суть методу внутрішньо пластового горіння в процесі розробки покладів нафти зводиться до утворення і перемі­щення по пласту високотемпературної зони порівняно неве­ликих розмірів, у якій тепло генерується в результаті екзотер­мічних реакцій між часиною нафти, яка міститься в пласті, і киснем, який знаходиться в повітрі, що нагнітається. Механізм витіснення нафти із пласта є наслідком підтримки і пере­міщення по пласту зазначеної високотемпературної зони.

Процес внутрішньо пластового горіння можна розділите на два види.

За напрямком руху високотемпературної зони (горін­ня) і окислювача: а) прямоплинний процес внутрішньо пластового горіння й окислювача збігаються; б) протиплинний процес, коли зона горіння рухається назустріч потоку окислювача.

За джерелом палива для підтримки окисних реакцій у
пласті (горіння): а) процес внутрішньо пластового горіння без введення в пласт додаткового палива (тільки з нафти, що зна­ходиться в пласті); б) процес внутрішньо пластового горіння з введенням у пласт додаткового палива.

На сьогодні найбільш вивчений і знайшов широке засто­сування на нафтових родовищах прямоплинний процес внутрішньо пластового горіння без введення в пласт додаткового палива.

Рисунок 31.1

1─випалена зона;

2─нафтонасичена зона;

3─зона фронту горіння;

4─зона коксоутворення;

5─зона конденсації парів води і нафти;

6─зона рідкого конденсату;

7─зона підвищеної нафтонасиченості;

8─зона нафти з початковою нафтонасиченості.

 

Лекція №32.

Доцільність робіт по обмеженню водоприпливів.

(частина 1)

План.

1. Доцільність робіт по обмеженню водоприпливів у свердловинах на пізній стадії розробки.

2. Вимоги до методів обмеження водоприпливів.

 

1. У залежності від характеру обводнення шару і нафтовидобувних свердловин розглядається доцільність обмеження водоприпливів. Донедавна єдиним критерієм для проведення водоізоляційних робіт була наявність у їхній продукції пластової води, якщо свердловина розкривала зону ВНК, то з метою підтвердження ВНК і отримання промислового припливу нафти виконується перфорація об’єкту по всій товщині шару пласту, при цьому з могутніх однорідних пластів одержували фонтанні припливи нафти і пластової води, що згодом переходила на перелив пластової води і для збільшення вмісту нафти в продукції, застосовували метод фіксованих доборів рідини. В основі таких методів лежать теоретичні положення про стабілізацію швидкості фільтрації нафти і води. За результатами гідродинамічних досліджень був запропонований розрахунок нафтоводонасичених товщ випробуваного пласту, але ці роботи не одержали широкого застосування. В НГВУ робили водоізолюючі роботи шляхом накачування водоцементного розчину в зону перфорації. У деяких випадках такий метод давав позитивний результат. У більшості випадків ізолювати приплив пластової води не вдавалося і при підрахунку запасів водонафтового контакту піднімалися вище, при цьому частина запасів нафти губилась, тобто переводилась в нижчу категорію. Це часто спостерігається в неоднорідних пластах. Роботи з обмеження водоприпливів є один із способів регулювання розробки нафтових покладів, у результаті зменшується сумарний добір води і збільшується кінцева нафтовіддача. Однак на відміну від таких розповсюджених способів, як створення облямівок, що витісняють при заводненні зміна фільтраційних потоків, циклічне заводнення при роботах по обмеженню водоприпливів у нафтових і нагнітальних свердловинах мають місце невеликі радіуси впливу в порівнянні з розмірами пласту. Тому ізоляційні роботи призначаються на роботу лише обробленої свердловини, або декількох сусідніх свердловин і впливають на ефективність витіснення нафти на ділянці накачування, або дренування обробленої свердловини. Аналіз фонтанного матеріалу показує, що в залежності від конкретних умов кожного покладу, характеру просування контуру нафтоносності і обводнення свердловини можна виділити кілька типових випадків. Заводнення покладу має дві основні форми: пропласткового обводнення покладів і горизонтів покладу і підйом (просування) водонафтового покладу розтягнутого по пласту. Основне значення при передчасному обводненні свердловини здобуває літологічна неоднорідність експлуатованого горизонту, характеризуєма його розчленованістю глинистими (непроникними) різностями різними по товщині. Глинисті розчини товщиною до 0,4─0,5 м. геофізичними методами не виділяються. Вони видні з кернового аналізу і даних потокометрії. Глинисті пропластки товщиною 0,5─2 м. розділяють пласт не на окремі пропластки, а розділи 2─3 м., що розділяють горизонт на окремі шари─пачки. Що не рідко виділяється в самостійний об’єкт експлуатації. В даний час проводять роботи з відключенням обводнених інтервалів у всьому діапазоні глинистих розділів, що розділяють товщину горизонту або пласту, без детального обміну залежності динаміки обводнення ділянки покладів від його літологічних особливостей. Одним з видів робіт є відключення в товщі одного пласта інтервалів, що характеризуються пісками на профілях припливу (приємності) у нафтовидобувних (нагнітальних) свердловинах. Передбачалося, що в самому пласті рідина рухається по відособленим прошаркам проникність яких не визначає однорідність продуктів припливу, або приємності обводнення свердловини. Саме на цьому засновані методи селективної ізоляції обводнених інтервалів у монолітних пластах (глинисті пропластки товщиною менше 0,5 м.) у видобувних свердловинах, а в нагнітальних роботи з вирівнювання профілю приємистості з метою зменшення його неоднорідності.

Нерівномірність просування фронту заводнення по прослоям пласту у кінцевому розрахунку визначає ефективність водоізоляційних робіт, тому, що після відключення обводненого інтервалу кількість додаткової нафти визначається відставанням фронту заводнення інших інтервалів пласта, що експлуатується, однак таке пошарове обводнення буде відбуватись лише на ділянці де видержуються глинисті пропластки і відставання фронтів обводнення друг від друга, буде визначатися його розмірами і розподілом швидкостей фільтрації. Наявність лінзоподібних пропластків приводить до погіршення характеристики витіснення, збільшує видобуток побічної води, знижує охоплення шару заводненням, але в цілому не приводить до появи відособлених фронтів заводнення. Встановлено, що при швидкості просування фронту 150 м/рік відношення в’язкості нафти і води в пластових умовах менше 1,5 заводненням рівною мірою охоплений весь шар, що складається з прослоїв товщиною 0,16─0,4 м. Геологопромислові дані свідчать, що при відсутності глинистих розрізів, корелюючихся сусідніх свердловинах, малих по внутрішньоконтурному заводненні слідом за фактом виборчого заводнення пласту по незначному інтервалі, незабаром велика його частина виявляється пролитою. Це явище є наслідком вертикальних рівчаків рідини за рахунок капілярних і гідродинамічних сил. Аналогічні висновки можна робити і для нагнітальних свердловин. Багаторазове звертання дії на профіль приємистості в межах одного пласту розуміється існуванням системи „дихаючих” мікро і макротріщин, число яких залежить від величини репресії на пласт. Аналіз сучасних досліджень показує, що на профілях накачування вірогідно можна установити лише розподіл закачуваної води по окремих відособлених пластах, а в розрізі кожного пласту наявності тріщин великих розмірів, значної провідності, а також відхід закачуваної води в порушеннях за колоною. На підставі аналізу результатів робіт з вирівнюванням профілів приємистості наприклад на Ромашківському родовищі рекомендується проведення цих робіт у пластах роз’єднаних непроникними пропластками. Очевидно, що для „монолітних” пластів доцільніше регулювати самозаводнення в цілому по ділянці пласту. Вимірювання потоку дають можливість судити про заводнення шарів лише в циркуляційному плані, без поділу „монолітних” шарів на пропластки з товщиною рівному кроку виміру 0,2─0,5 м. У зв’язку з цим представляється не випадково низка ефектів ізоляційних робіт у шарах без виділення геофізичними методами глинистих розділів.