Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается, прежде всего, давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости и газа падает. Следовательно, для интенсификации притока жидкости и газа необходимо обеспечить сохранение пластового давления. От этого процесса и произошло возникновение метода поддержания пластового давления (ППД), широко применяющегося в нефтегазодобывающей промышленности. Метод ППД и базирующийся на нем метод комплексной разработки месторождений, впервые предложенный группой российских ученых во главе с академиком А. П. Крыловым, позволил интенсифицировать добычи нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.
В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения пластовой жидкости, различают системы разработки продуктивных залежей:
- при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая фильтрация (без поддержания пластового давления);
- с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.
По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют системы разработки с искусственным заводнением пластов и закачкой газа в пласт.
Разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:
- законтурным заводнением (рисунок 4.1), при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтегазоносности на расстоянии от 100 до 1000 м.
 |
1 – внешний контур; 2 – внутренний контур; 3 – нагнетательные скважины;
4 – эксплуатационные скважины; 5 – контрольные скважины.
Рисунок 4.1 – Схема законтурного заводнения
Поскольку при нагнетании воды создается искусственный контру питания, приближенный к зоне разработки пласта, возникает вопрос о наиболее целесообразных расстояниях между эксплуатационными и нагнетательными скважинами. Удаленность нагнетательных скважин от эксплуатационных благоприятна в том отношении, что большие градиенты давления, создаваемые вблизи нагнетательных скважин, не отражаются на форме нефтеносности и препятствуют прорыву языков воды. Однако увеличение расстояния между эксплуатационными и нагнетательными скважинами более чем на 1,5 – 2,0 км делает искусственный контур питания малоэффективным.
- приконтурным заводнением, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности;
 |
- внутриконтурным заводнением (рисунок 4.2), которое применяют на объектах с большими площадями нефтеносности. Разновидностями внутриконтурного заводнения являются различные варианты «центрального» заводнения. При закачке воды в пласт через группу сравнительно тесно расположенных центральных нагнетательных скважин первоначальный «очаг обводнения» имеет весьма малую площадь, что незначительно облегчает и упрощает освоение и проведение процесса заводнения, особенно на морских месторождениях, а также при пониженной проницаемости законтурной зоны залежи. Иногда можно применять нагнетание воды внутри контура в линейную или кольцевую батареи скважин.
1 – разрезающие ряды нагнетательных скважин; 2 – эксплуатационные скважины; 3 – контур нефтеносности.
Рисунок 4.2 – Схема внутриконтурного заводнения
Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам:
- закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку);
- площадная закачка газа;
Успешная закачка газа возможна лишь при незначительных углах наклона пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (забойное давление на 15 – 20 % больше), малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно уступает заводнению. Чтобы пластовое давление не падало, количество закачиваемого газа в пластовых условиях должно быть не меньше общего объема жидкостей и газа, извлекаемых из пласта. Однако обратно закачивают обычно только добываемый газ, и то не весь, такт как он частично расходуется на промысловые нужды. При возврате 75 – 80 % добытого газа условия для ППД практически считаются хорошими. Разумеется, что при этом нельзя ожидать полного возмещения расходуемой пластовой энергии, но все же процесс падения пластового давления значительно замедляется. Так как рабочее давление при закачке газа бывает значительным, для экономии энергии на прием компрессоров подается газ из газосборных линий высокого давления и используются дожимные компрессоры.
Системы разработки пластовых газовых и газоконденсатных месторождений аналогичны нефтяным. Их классифицируют по размещению скважин на площади газоносности. Различают размещение скважин:
- равномерное по квадратной и треугольной сетке. Оно рекомендуется при условиях значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам;
- в виде кольцевых батарей (рядов) или цепочек скважин, которое можно использовать при сильно вытянутой в плане структуре, при разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг - процесс), воды и др.
- кустовое размещение, рекомендуемое на крупных месторождениях в специфических условиях Приполярья;
- в центральной сводовой части залежи;
- неравномерное на площади газоносности;
При традиционных методах разработки на естественных режимах и даже с заводнением нефтеотдача находится на уровне 40 – 50 %, а для режимов растворенного газа и газонапорного и того ниже – в благоприятных условиях до 30 %. Среди многих причин, обуславливающих малую нефтеотдачу, основными являются высокая вязкость нефти в пластовых условиях, неоднородность пластов, прилипание нефти к породе (адсорбция компонентов нефти на породе, приводящая к гидрофобизации породы).
Опыт внедрения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов показывает, что эффективность разработки месторождений с конкретными геолого-физическими условиями пластов значительно зависит от правильного выбора метода воздействия [8].
4.2 Источники нагнетаемой воды
Вода, используемая для закачки в продуктивные пласты, должна обладать высокими нефтевымывающими свойствами [5]. Она не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами с образованием нерастворимых осадков солей, не должна давать набухания глинистых частиц пород пласта при их взаимодействии и иметь в своем составе механических взвешенных частиц, нефтепродуктов и микроорганизмов. При закачке жидкостей, не смешивающихся с нефтью, в нее могут вводится поверхностно – активные вещества (ПАВ), улучшающие ее отмывающие способности. При этом коэффициент извлечения запасов нефти из пластов достигает 50–70 %. Более высокий коэффициент извлечения (до 95–98 %) достигается при закачке жидкостей – растворителей.
Для поддержания пластового давления с помощью заводнения вода обычно берется из естественных водоемов (рек, озер, морей) или водоносного пласта. При эксплуатации месторождений, из которых нефть добывается вместе с пластовой водой, последняя также используется в системе пластового давления. Из водоемов вода забирается с поверхности центробежными насосами из специального участка так, чтобы с водой не захватывался песок, ил и другие механические примеси. Насосная станция может быть расположена на берегу водоема (рисунок 4.3) или в плавучей станции. В плавучей насосной станции установлены поверхностные насосные агрегаты. Обычно это центробежные насосы с электроприводом. Плавучая насосная станция забирает воду с одной и той же глубины, независимо от колебания уровня воды в водоеме.
 |
1 – обсадная колонна; 2 – подъемная колонна; 3 – гравийный фильтр;
4 – вакуум – котел; 5 – вакуум – насос; 6, 9 – центробежные насосы; 7 – шахта;
8 – резервуар чистой воды
Рисунок 4.3 – Схема водозабора
Часто отбирают подрусловые, более чистые воды. В этом случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина или роется колодец, из которого вода забирается сифонной системой или поверхностными насосами (при высоком расположении уровня воды), или скважинными насосами различных типов.
При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум – котлами, в которых создается разряжение порядка 0,04 – 0, 047 МПа. Вакуум поддерживается с помощью вакуум – насоса типа ВН с подачей 0,03 м3/с и наибольшим разряжением в 0,086 МПа. Вода из скважин поступает самотеком в вакуум – котлы и далее отбирается поверхностными насосами. Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров к кустовым насосным станциям (КНС) – стационарным или блочным. Первые представляют собой капитальное помещение, в котором располагаются насосы с приводными двигателями, аппаратура управления и контроля, электрическое оборудование и бытовые помещения. Станции второго типа состоят из блоков, изготавливаемых и комплектуемых всем необходимым на заводе. Монтаж блочного оборудования в 8 – 10 раз быстрее, чем сооружение капитальных станций. Центробежными насосами высокого давления КНС нагнетают воду через распределительный коллектор по отдельным трубопроводам в нагнетательные скважины.
Сифонный отбор широко применяется на Туймазинском, Ромашкинском и других нефтяных месторождениях. Водозабор с помощью сифона на 20 – 30 % дешевле, чем водозабор скважинными насосами. При более низких уровнях жидкости (4 м и более от уровня приема поверхностного насоса) применяются погружные насосы типов АТН и ЭЦВ.
Кроме поверхностных вод для закачки используются и пластовые воды. Чаще всего используются воды аптского, альбского и сеноманского ярусов. Эта вода имеет температуру около 40 °С. Химический состав вод примерно тот же, что и у законтурных вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает осадок, который мог бы засорять поры нефтяносного коллектора. В пластовых водах этих ярусов не обнаружен кислород и сероводород, кроме того воды имеют хорошие вытесняющие и вымывающие способности по сравнению с поверхностными водами. Водоносные пласты расположены на глубинах 700 – 1500 м, пласты хорошо проницаемые, толщиной до 300 – 500 м. Часть скважин фонтанирует, в части скважин используют погружные насосы типа ЭЦВ.
Использование пластовых вод значительно облегчает подготовку воды для закачки в пласт, а иногда полностью исключает эту операцию. Кроме того, следует отметить, что при сооружении кустовых насосных станций почти половина денежных средств затрачивается на трубопроводы высокого давления и внутрискважинное оборудование. Отложение солей, коррозия резко сокращают сроки службы этих металлоемких, дорогостоящих коммуникаций, приводят к необходимости выполнения непрерывно нарастающих объемов крайне трудоемких ремонтных работ по смене трубопроводов резко усложняющих функционирование промысла, увеличивающих трудоемкость добычи нефти.
4.3 Физико-химические методы воздействия на ПЗП
В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для увеличения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дренажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смол и парафина, осевших на стенках поровых каналов [8].
Проницаемость призабойной зоны практически можно увеличить:
- путем создания искусственных каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте солянокислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой порового пространства от илистых и смолистых материалов;
- путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породах с ГРП или взрывами торпед на забое.
Удалить парафин и смолы, осевшие на стенках поровых каналов, а также снизить вязкость нефти можно методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону. Для улучшения притока нефти и газа применяют также комбинации упомянутых методов (например, торпедирование с солянокислотной и термокислотной обработкой, разрыв пласта соляной кислотой и т.д.). В последние десятилетия на промыслах проведено большое количество успешных опытов по применению новых физико-химических методов воздействия на призабойную зону скважин: закачка в пласт растворов ПАВ, высокоактивной нефти и аэрированной жидкости. Обработка призабойных зон ПАВ повышает проницаемость пород для нефти, затрудняет приток воды к забою вследствие гидрофобизации поверхности породы поверхностно-активными веществами.
Хороший результат получен при взрывной очистке засорившихся фильтров забоев нефтяных скважин при помощи специальных шнурковых торпед типа ТДШ. Ударные волны, возникающие при разрыве торпеды, разрушают осадки, закрывшие отверстия фильтра. Однако следует отметить, что этот метод может вызвать нежелательное обваливание верхней части горизонтального участка ствола скважины.
Выбор метода воздействия на ПЗП определяется пластовыми условиями и причинами, вызывавшими уменьшение притока, а также технологическими возможностями проведения данных работ и экономической целесообразностью. Солянокислотные обработки (СКО) дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в цементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. В песчаниках наилучшие результаты дает обработка их смесью соляной и плавиковой кислот (так называемой грязевой кислотой).
Торпедирование скважин и гидравлический разрыв применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами и имеющих малую проницаемость и достаточно высокое пластовое давление.
4.4 Обработка скважин соляной кислотой
СКО основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. Продукты реакций хорошо растворимы в воде, что облегчает удаление их из пласта в скважину.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины при этом практически не увеличивается. Большой эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают, что под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, с образованием которых заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода в пласт, по возможности, на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.
Глубина проникновения кислоты в активном состоянии в пласт зависит от скорости реакции ее с породой. С повышением температуры активность кислоты увеличивается. Скорость реакции в зависимости от состава пород увеличивается в 1,5 - 8,0 раз при повышении температуры от 20 до 60 °С. В зависимости от пластовых условий в промысловой практике для обработки используют 8 –
15 %-ную соляную кислоту. Ограничение концентрации такими пределами объясняется следующими причинами.
Применение кислоты малой концентрации вызывает необходимость нагнетать ее в большом количестве, в результате чего может осложниться извлечение продуктом реакции. Применение кислоты высокой концентрации также нежелательно, так как это приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, которые также трудно извлечь из пласта. Кроме того, затрудняется борьба с коррозией труб и оборудования.
Кислотная обработка наиболее эффективна в начальный период жизни скважины, так как в этот период пластовое давление, способствующее замедлению реакции, максимально и можно создать наибольшие депрессии давлений между пластом и забоем, необходимые для удаления продуктов реакции.
4.5 Термокислотная обработка скважин
Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. Взаимодействию кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтеновых веществ. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют горячую кислоту.
Кислоту нагревают химическим путем, т. е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучшим реагентом для термокислотных обработок является магний. При растворении магния в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты (19,1 МДж на 1 кг магния), а продукты реакции хорошо растворяются в воде.
На промыслах применяют два технологических варианта обработки скважин горячей кислотой.
По первому варианту количество кислоты и магния берут в соотношении, обеспечивающем, при полном растворении металла, нагревание всей соляной кислоты до оптимальной температуры. Такую обработку называют термохимической. Ее применяют для расплавления парафина и асфальтеновых отложений на забое скважины и обработки приствольной части пласта, так как, вследствие, высокой активности кислота нейтрализуется в призабойной зоне, вблизи ствола скважины.
По второму варианту берут значительно больше соляной кислоты, чем ее нужно для растворения магния. Скважину обрабатывают в два этапа, непрерывно следующими друг за другом. Первая стадия – термическая обработка, вторая – обычная кислотная обработка. После воздействия горячей кислотой забой скважины очищают, поэтому холодная кислота активно воздействует на породу. Такую обработку принято называть термокислотной.
Во время термохимической обработки весьма важно установить правильный режим закачки кислоты в скважину. При быстрой подаче кислота не успевает реагировать с магнием и температура ее не повышается до необходимой величины.
Для удаления с забоя парафино-асфальтеновых отложений кроме термохимических обработок можно также осуществлять промывку скважин горячей нефтью. Этот способ имеет следующие недостатки:
- для подогрева скважины требуется закачивать в нее большой объем горячей нефти;
- необходимо сооружать сложные устройства для подогрева нефти, причем нагрев опасен в пожарном отношении.
Поэтому промывку горячей нефтью для очистки забоя от парафина применяют только лишь в неглубоких скважинах.
4.6 Торпедирование скважин
Для улучшения притока нефти и газа к скважинам кроме химической обработки забоев при низкой проницаемости коллекторов применяют торпедирование. Взрывные методы воздействия применяют также для освобождения прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических предметов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок, чистки фильтров и т.д.
Процесс торпедирования скважин для улучшения притока нефти и газа состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду (бомбу) спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть мелких и крупных трещин, расходящихся в радиальном направлении. В результате теплового воздействия расплавляются парафино – асфальтеновые отложения на стенках скважины. Все это улучшает условия притока нефти и газа к скважине.
Торпедирование в нефтяных и газовых скважинах в зависимости от его назначения производят зарядами различной формы – сосредоточенными, удлиненными, кумулятивными. Кумулятивные заряды дают возможность сосредоточить энергию взрыва и направить ее в определенном направлении.
В последнее время для лучшего вскрытия пласта и улучшения проницаемости ПЗП торпедирование начали производить и в обсаженных скважинах. Весьма успешные результаты при этом получены при торпедировании кумулятивными и осевыми шнурковыми торпедами. Опыты показали, что при использовании шнурковых торпед диаметром 0,1–0,4 диаметра скважины при разрыве в обсадных трубах образуются продольные трещины в пределах длины заряда торпеды. В качестве заряда используется взрывчатое вещество в количестве 5 – 10 кг на одну торпеду. Увеличение притока нефти и газа к скважинам и приемистости нагнетательных скважин можно добиться взрывами торпед с малым зарядом (особенно многократными). При этом операция торпедирования упрощается, так как нет необходимости защитить колонну от воздействия ударной волны.
Теория и практика торпедирования скважин еще недостаточно разработаны, и в этой области также ведутся исследовательские работы. Разрабатывается техника торпедирования и защиты обсадных колонн в скважинах с плотными коллекторами при величине заряда ВВ в сотни килограммов; разрабатываются методы осуществления мощных внутрипластовых взрывов путем нагнетания в пласт жидких ВВ с последующим приведением их в действие; исследуются возможности проведения гидроразрыва совместно с торпедированием.
4.7 Гидравлический разрыв пластов
ГРП – одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Этот метод применяется при освоении скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.
Процесс ГРП заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую скважину. При этом радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.
Применение жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей на углеводородной основе для гидроразрыва пластов в водонагнетательных скважинах может привести к ухудшению проницаемости пород для воды вследствие образования смесей воды с углеводородами. Во избежание этого явления пласты в нагнетательных скважинах разрывают загущенной водой. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде.
Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям:
- образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением;
- сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления.
Для ГРП в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной естественной малой проницаемостью пород, или скважины, фильтрационная способность ПЗП которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород в скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования на приток и поглотительную способность до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва.
Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства ПЗП. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной кислотной обработке скважины, поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникает фильтрат и глинистый раствор.
В промытую, очищенную скважину спускают НКТ диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой. При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают пакер. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей. Жидкость-песконоситель продавливают в пласт в объеме труб путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть – для нефтяных скважин и воду - для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют его в покое до тех пор, пока давления на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению. Кроме описанной схемы гидроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы.
В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска НКТ или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, во втором – как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта. Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и, таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород ПЗП в скважинах.
Многократный разрыв пласта можно осуществить следующими способами:
- проводить ГРП по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, временно закупоривающие трещину или закрывающие перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте;
- зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерами или гидравлическими затворами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.
- осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележащих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой или установкой цементного моста.
Для облегчения ГРП можно предварительно осуществить пескоструйную перфорацию или торпедирование колонны.