ыячсяс. 3. Проблемы традиционного заводнения, границы его применения. 3
 Скачать 2.12 Mb.
|
|
5. Комплексные технологии – последовательная закачка в пласт различных составов. 15. Микробиологические методы ПНП. Микробиологические методы - это перспективная технология для извлечения остаточной нефти, не извлекаемой другими способами. Дополнительная добыча нефти с помощью микроорганизмов основывается на целенаправленном использовании их физиолого-биохимических особенностей: способность расти в широком диапазоне температур, давлений, солености вод, аэробных и анаэробных условиях; способность использовать для роста и жизнедеятельности разнообразные источники питания и энергии: от H2, CO2 до нефти. При этом они образуют разные продукты жизнедеятельности: газы (CH4, CO2, N2, H2), органические и жирные кислоты, растворители, ПАВы, ферменты, полимеры. Основные области применения: стимуляция скважин, очистка от парафина, изменение вязкости флюидов, модификация тяжёлых нефтей и битумов в пласте, повышение нефтеотдачи пластов. Механизмы увеличения нефтеотдачи: Газы, выделяемые микроорганизмами, способствуют разбуханию нефти, снижению ее вязкости, увеличению пластового давления. Органические кислоты увеличивают пористость и проницаемость пород, растворяя кальциты. БиоПАВ и жирные кислоты могут снижать межфазное натяжение на границе вода – нефть. Ферменты микроорганизмов в сочетании с биоПАВ вызывают увеличение подвижности тяжёлых нефтей и битумов. Образующиеся растворители разжижают нефть. Биополимеры увеличивают вязкость пластовых вод, могут закупоривать поры и трещины. Микробиологические методы в настоящее время развиваются в двух направлениях: - введение в пласт продуктов жизнедеятельности бактерий, полученные на поверхности; - образование нефтевытесняющих продуктов микроорганизмами непосредственно в пласте. Микроорганизмы, сконструированные генно-инженерными методами, предпочтительнее использовать на поверхности, так как в пласте крайне сложно создать селективные условия, которые предотвратят потерю ценных признаков. Разрабатываются следующие технологии микробиологического метода ПНП, основанные на образовании метаболитов микроорганизмами в пласте: - в пласт вводится культура микроорганизмов или вместе с питательным субстратом, обычно мелассой с солями азота и фосфора; - в пласт вводится только питательный субстрат для активизации естественной микрофлоры пласта; - в пласт вводится аэрированный раствор солей азота и фосфора для активизации пластовой микрофлоры, которая должна существовать за счёт окисления пластовой нефти; - в пласт вводится ассоциация аэробных микроорганизмов, способных расти на нефти, вместе с раствором солей азота и фосфора и катализатором для обеспечения роста анаэробных условий пласта. Перед применением любой из технологий необходимо изучение геологических и петрофизических особенностей месторождения, исследование коллекторских свойств пород, состава и свойств нефти, воды, изучение пластовой микрофлоры. Главное преимущество микробиологических методов – минимальные затраты, возможность извлечения остаточной нефти, экологическая чистота. 16. Гидроразрыв пласта. Современные виды ГРП. Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или расширение существующих трещин. Под воздействием избыточного давления геометрические размеры трещины увеличиваются, возникает связь с системой естественных трещин пласта, не контактирующих со скважиной, и с высокопроницаемыми зонами, что приводит к расширению области дренирования скважины. В образованные жидкостями трещины закачивают зернистый материал (проппант), удерживающий трещины в открытом состоянии при снижении давления. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва. Сегодня ГРП многими заказчиками уже рассматривается как последний этап заканчивания скважин. Проведение ГРП с образованием протяженных трещин приводит к улучшению не только фильтрационных свойств ПЗП, но и к увеличению охвата пласта воздействием по толщине, вовлечению в активную разработку дополнительных запасов нефти и повышению коэффициента нефтеотдачи в целом. ГРП применяется в следующих случаях (основные): в скважинах, давших при опробовании слабый приток; в пластах с низкой проницаемостью; в скважинах с заниженной продуктивностью, загрязненной ПЗП; в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью. Технология ГРП: 1. В подготовленной и оборудованной скважине производят перфорацию (если предусмотрено планом работ); 2. В трубы закачивают нефть (нефт. скв) или воду (нагн. скв) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера. 3. В скважину закачивают ЖР со скоростью, превышающую скорость ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, превышает внутреннее напряжение в породе, происходит образование трещины. О разрыве пласта судят по резкому увеличению приемистости скважины. 4. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется проппант или песок. 5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при максимальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введение в них расклинивающего материала. 6. Удалить из скважины жидкость разрыва и извлечь остаток расклинивающего материала с забоя (если он там имеется). Жидкости ГРП: на основе воды (линейные и сшитые гели, наиболее распространенные); на основе УВ (нефть, гели на основе УФ, орган. Растворители); на основе кислоты; многофазные и вспененные жидкости; вязкопластичные ПАВ. Основные виды ГРП: 1) Проппантный ГРП – гидроразрыв с использованием проппанта. Используется, как правило, в терригенных пластах. 2) Локальный ГРП – в пластах с проницаемостью более 300 мД, но с загрязненной ПЗП. Длина трещин 10-20 м. 3) Глубокопроникающий ГРП – в пластах проницаемость 150-300 мД. Длина трещин 20-100 м. Массированный ГРП – длина трещин от 100 м. 4) Кислотный ГРП – гидроразрыв, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота. Применяется в карбонатных пластах. Созданная с помощью кислоты и высокого далвения сеть трещин и каверн не требует закрепления пропантом. 5) Пенный ГРП – за счет замены части (в среднем 60% объема) гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или СО2) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, минимальная степень повреждения пласта. 6) Многостадийный ГРП – последовательное выполнение нескольких ГРП на одной скважине. Преимущество – эффект достигается за счет бурения одной горизонтальной скважины вместо нескольких наклонно-направленных и проведения в них стандартного ГРП. При выполнении МГРП не требуется спускать в скважину гибкую НКТ. Простимулированные зоны отделяются посредством подачи при каждой операции ГРП в поток жидкости шаров калиброванного размера (сначала маленький шар, потом все больше). Шары, попадая в соответствующие посадочные места в циркуляционных клапанах, сдвигают их и открывают окна для прохождения проппанта с жидкостью ГРП. 17.Технологии обработок скважин. Условия применения. Обработки скважин проводят для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Виды обработок: 1. Кислотные обработки (соляной, плавиковой, грязевой, сульфаминовой, уксусной и др. кислотами) – наиболее применяемые Цель – интенсификация добычи нефти за счет повышения продуктивности ПЗП. Механизм – создание новых каналов, увеличение радиуса дренирования пласта из-за частичного растворения скелета породы и очистки поровых каналов от отложений АСПО, механических и глинистых частиц. При минимальных скоростях закачки раствор полностью растворяет образец. С увеличением скорости закачки кислота, проникая в породу, создает каналы растворения – червоточины. При скорости закачки достаточной для доставки кислотного раствора до кончиков червоточин происходит их рост в длину и образуются доминантные червоточины – наиболее оптимальная структура растворения (достижение необходимой глубины проникновения при минимальном объеме закачки) Дальнейшее увеличение скорости закачки приводит к образованию ответвлений от доминантных червоточин и требует увеличения объема закачиваемого кислотного раствора. Соляная кислота Преимущества: относительно невысокая стоимость; широкая доступность. Недостатки: высокая скорость реакции с породой; высокая скорость коррозии стали; образование осадков при контакте с пластовыми флюидами; высокое межфазное натяжение на границе с УВ фазой. Органические кислоты (муравьиная, уксусная) Преимущества: низкая скорость реакции при высоких температурах; низкая скорость коррозии; низкая вероятность осадкообразования при контакте с пластовыми флюидами; применяются в пластах с минералами, чувствительными к соляной кислоте. Недостатки: высокая стоимость; невысокая эффективность при низкой температуре и в высокопроницаемых коллекторах. Кислотные системы на основе солей Преимущества: низкая скорость реакции при высоких температурах; низкая скорость коррозии; низкая вероятность осадкообразования при контакте с пластовыми флюидами. Недостатки: невысокая эффективность при низкой температуре и в высокопроницаемых коллекторах; вероятность вторичного осадкообразования. Кислотные системы на основе эфиров Преимущества: низкая скорость реакции при высоких температурах; низкая скорость коррозии; низкая вероятность осадкообразования при контакте с пластовыми флюидами. Недостатки: высокая стоимость; невысокая эффективность при низкой температуре и в высокопроницаемых коллекторах. ТРЕБОВАНИЯ К КИСЛОТНЫМ СОСТАВАМ: КС не должен приводить к коррозии промыслового обрудования КС не должен реагировать с загрязнениями и минералами пласта Не должен быстро нейтрализоваться вблизи ствола скважины Должен обладать низким межфазным натяжением и легко вымываться из пласта после обработки Не должен образовывать нежелательные осадки при контакте с пластовыми флюидами Не должен образовывать эмульсии при контакте с пластовой нефтью 2. Воздействие растворителями (нефтерастворимые (гексановая фракция, ШФЛУ и др.) и водорастворимые (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.) Цель - растворение АСПО. 3. Обработка ПЗП растворами ПАВ (водный раствор (ОП-10, сульфанол) и на УВ основе (ОП-4, неонол)) Цель – взаимодействие с горной породой, растворение каких-то частичек 4. Обработка ПЗП ингибиторами солеотложений; Цель – предотвращение выпадения солей и набухания глин 5. Обработка ПЗП гидрофобизаторами. Цель – Изменение смачиваемости породы ПЗП 18. Оценка эффективности применения методов ПНП Объективная оценка эффективности применяемых методов ПНП является одной из важных задач, решаемых при разработке залежи. Особенно это важно на стадии опытных работ, при решении вопроса о целесообразности промышленного применения метода для разработки всей залежи. Эффективность методов повышения нефтеотдачи должны определять специалисты, хорошо знающие особенности геолого-физической характеристики месторождения, а также понимающие механизм происходящих в пласте процессов. Методика оценки эффективности зависит от того, на какой стадии разработки залежи применяются методы ПНП. 1. Оценка эффекта с начала разработки залежи. В случае применения метода ПНП с начала разработки месторождения технологический эффект определить наиболее сложно. Это связано с отсутстием данные, характеризующих эффективность базового метода, по сравнению с которым оценивается эффективность нового метода. В этом случае оценка технологического эффекта базируется на расчётных показателях разработки опытного участка, либо на фактических показателях разработки другого участка, который одновременно с опытным участком разрабатывается по базовому варианту. Недостатком метода сопоставления показателей опытного и контрольного участков является сложность выбора контрольного участка, который идентичен опытному и по геолого-физической характеристике, и по условиям разработки. Наиболее достоверным методом в этом случае является метод численного моделирования с использованием геолого-фильтрационной модели разрабатываемого пласта, адаптированной к фактическим данным разработки опытного участка. После полной адаптации модели опытного участка к фактическим данным разработки эта модель используется для расчёта показателей разработки этого участка с применением базовой или любой другой технологии. В дальнейшем сравниваются зависимости нефтеотдачи от времени. Применение тепловых методов для разработки залежей высоковязких нефтей обычно приводит к значительному росту нефтеотдачи. В этом случае при определении технологического эффекта используется метод «долевых коэффициентов», представляющих собой отношение прироста конечной нефтеотдачи к общей нефтеотдаче. Дополнительная добыча нефти за счёт применения метода определяется умножением полной добычи нефти на коэффициент долевого участия метода. В случаях, когда без применения метода разрабатывать залежи нецелесообразно из-за очень низкой нефтеотдачи или экономической неэффективности, всю добытую нефть следует считать добытой за счёт методов. Примером может служить Ярегское месторождение сверхвязкой нефти, где без применения теплового метода разработка залежи нецелесообразна из-за недопустимо низкой нефтеотдачи. 2. Оценка эффекта на поздней стадии разработки залежи. Для оценки технологического эффекта на поздней стадии разработки залежи используется наиболее точный способ определения технологического эффекта по фактическим результатам внедрения метода повышения нефтеотдачи. Этот способ называется экстраполяционным, он основан на экстраполяции фактических данных, характеризующих применение базового варианта, на период применения метода повышения нефтеотдачи. Способ основан на отыскании эмпирической зависимости между показателями разработки залежи по базовому варианту в период до начала применения метода с экстраполяцией этой зависимости на будущий период. При разработке залежи до применения метода повышения нефтеотдачи на режиме истощения используются кривые падения дебитов скважин во времени. При разработке на режиме вытеснения нефти водой используются характеристики вытеснения. Чаще всего при этом применяются зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости или накопленной добычи воды. Основным признаком, определяющим возможность использования конкретной зависимости для возможности экстраполяции её на прогнозный период, является прямолинейный характер на конечном участке к моменту начала применения метода повышения нефтеотдачи. Следует отметить, что подобранные характеристики вытеснения отражают реальный процесс выработки запасов при заводнении и могут использоваться для прогнозирования показателей разработки залежи при существующей системе разработки. Для оценки степени точности подобранного уравнения следует вычислять коэффициенты корреляции. Принято считать, что при значении коэффициента корреляции больше 0,7 сходимость результатов высокая. Изменение формы экстраполированной характеристики вытеснения может быть связано не только с применением метода нефтеотдачи, но и с изменением режима работы скважин, с вовлечением в разработку новых запасов нефти и др. Таким образом, при оценке технологического эффекта от применения метода по изменению поведения характеристики вытеснения необходимо учитывать дополнительные факторы, которые могли бы повлиять на характеристику вытеснения. Порядок определения дополнительной добычи нефти от применения метода: - обработка промысловых данных с использованием различных зависимостей; - выбор представительного линейного участка, предшествующего применению метода повышения нефтеотдачи, и обработка фактических данных, соответствующих линейному участку, по методу наименьших квадратов с целью определения коэффициентов уравнения; - для выбранных характеристик вытеснения рассчитываются коэффициенты корреляции и среднеквадратичные отклонения; - выбирается зависимость с самым высоким коэффициентом корреляции; - подобранная базовая зависимость экстраполируется на прогнозный период для определения базовой добычи нефти за рассматриваемый период применения метода повышения нефтеотдачи; - по разности фактической и базовой добычи определяется дополнительная добыча нефти. |