Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава. 12. Другие методы повышения нефтеотдачи 12.1.Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Одним из часто используе- мых методов повышения нефтеотдачи является ГРП. Технология проведе- ния ГРП, освоение скважины после ГРП подробно рассматриваются в курсе «Скважинная добыча», поэтому на этих вопросах останавливаться не будем. Спорным вопросом является к чему отнести ГРП? К методам увеличе- ния нефтеотдачи или к методам интенсификации притока. По этому во- просу существуют различные точки зрения. С одной стороны ГРП увели- чивает площадь фильтрации и, следовательно, увеличивает дебит скважи- ны, то есть относится к МИП. С другой стороны длина трещины достигает десятки метров, позволяет эксплуатировать удаленные от ПЗП нефтена- сыщенные области, в разработку вовлекаются те части пласта, которые до образования трещины активно в разработку не вовлекались, то есть, уве- личивается коэффициент охвата пласта по площади. В связи с этим будем считать ГРП просто методом повышения нефтеотдачи, не относя ни к ме- тодам интенсификации притока (МИП), ни к методам увеличения нефте- отдачи (МУН). Рассмотрим процесс образования трещины. Из механики сплошной среды известно, что в упругой среде трещина образуется в плоскости наибольшего нормального напряжения, то есть, в плоскости по направле- нию горного напряжения (см. Главу 2). Поэтому трещина вертикальна. Распространяется в направлении минимального нормального напряжения, то есть, в радиальном от скважины направлении. Раскрытость трещины происходит в направлении перпендикулярном радиусу скважины, рис. 12.1.,r=x. Трещина это нарушение (разрыв) сплошности среды, в нашем случае, пласта. Скорость закачки жидкости разрыва подбирается таким образом, чтобы динамические напряжения, возникающие на забое, превы- шали предел прочности породы. Для определения технологических пара- метров проведения ГРП проводят минигидроразрыв. Рис. 12.1. а) – профиль трещины, б) – трещина в плане. h – высота трещины на забое скважины, δ – раскрытость трещины на забое, L – длина полутрещины, S – площадь боковой поверхности полутрещины, v – скорость фильтрации жидкости из пласта в трещину Выбор режима эксплуатации скважины определяется по результатам гидродинамических исследований скважин после ГРП. Производитель- ность типоразмера УЭЦН должна соответствовать коэффициенту продук- тивности скважины, определенному после ГРП. Трещина, созданная в пласте, заполняется пропантом, который не позво- ляет ей сомкнуться. Таким образом, в пласте создается двух емкостная си- стема пласт – трещина. Трещина, заполненная пропантом, представляет из себя фиктивный пласт, поскольку диаметры частиц пропанта одинаковы. Емкость трещины зависит от степени упаковки пропанта и объема жидкости с пропантом (жидкости песконосителя), концентрации пропанта в трещине. Проницаемость трещины во много раз превышает проницае- мость пласта. При эксплуатации скважины после ГРП в фильтрации участвует си- стема «пласт – трещина – скважина». Через боковые поверхности трещи- ны жидкость перетекает из пласта в трещину. Затем по трещине переме- щается к забою скважины. Давление в трещине распределяется неравно- мерно, наименьшее давление на забое скважине. Обычно трещина моде- лируется двумя полутрещинами, что справедливо только для однородной среды, (рис.12.1). Объемный приток жидкости через боковые поверхности трещины определится как S vds q 4 ( 12.1 ) Здесь S – боковая поверхность одной стороны полутрещины, v – скорость фильтрации жидкости из пласта. В отличие от трещины скорость фильтра- ции жидкости в пласте подчиняется закону Дарси. На характере притока жидкости в трещину останавливаться не будем, рассмотрим линейное те- чение. Тогда (12.1) примет вид ds y p k q S 4 ( 12.2 ) k – коэффициент проницаемость пласта, µ – динамическая вязкость жидко- сти, y p – градиент давления, который зависит от времени и координаты x. Таким образом, приток жидкости в трещину существенно зависит от фильтрационных параметров пласта, вязкости жидкости, общей площади трещины и градиента давления. Длина полутрещины учитывается коор- динатой x, изменяющейся в интервале L x 0 . Выбор оптимального ре- жима работы скважины определяется вышеперечисленными параметрами, подбор режима работы УЭЦН должен соответствовать притоку жидкости в скважину (12.2). Кроме коэффициента продуктивности накладывается ограничение на дебит скважины, из этих двух параметров определяется оптимальная депрессия на пласт и давление на приеме насоса. Особенно- сти эксплуатации скважин после ГРП в сложнопостроенных коллекторах рассмотрены в приложении 2. Отметим, что в общем случае, не вся боковая поверхность трещины яв- ляется поверхностью фильтрации. Наличие глинистых прослоев, не выде- ленных геофизическими исследованиями, может существенно уменьшить площадь фильтрации, а, следовательно, и дебит скважины. 12.2. Эксплуатация скважин с горизонтальным окончанием. Развитие техники, технологии и новых научных методов в бурении способствовало строительству и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием. В литературе используется не совсем верное определение таких скважин – горизонтальные скважины (ГС), подразумевая, что в эксплуатации нахо- дится только горизонтальная часть скважины, вскрывшей продуктивный пласт. Определению добывных возможностей ГС посвящено большое ко- личество работ. Существует несколько гидродинамических моделей, опи- сывающих приток жидкости из пласта к горизонтальной части скважины, длина которой может достигать 600 метров и более. Как правило, ГС ис- пользуют для извлечения нефти из низкопроницаемых разностей, не во- влеченных в разработку [2,15,26,27]. Рассмотрим основное: почему дебит скважины с горизонтальной окон- чанием больше, чем наклонной или вертикальной скважины. Из закона Дарси следует, что дебит равен площади фильтрации, умноженной на ско- рость фильтрации. gradp k S vS q где q – дебит скважины, S – площадь фильтрации ГС, k – коэффициент подвижности, gradp – градиент давления. Площадь фильтрации ГС равна площади боковой поверхности цилиндра произведению длины горизон- тальной части L на длину окружности радиуса r c : gradp k L r q c 2 (12.3) Таким образом, дебит ГС заведомо больше, чем дебит вертикальной скважины при одинаковых градиентах давления и коэффициентах по- движности. Из (12.3) следует, что дебит горизонтальной скважины суще- ственно зависит от длины горизонтальной части. Поскольку L, велико может достигать нескольких сотен метров, то на первый взгляд дебит го- ризонтальной скважины должен во много раз превышать дебит вертикаль- ной или наклонной скважины. Но, не вся длина L является рабочей. Пла- сты, вскрытые ГС, неоднородны, анизотропные, встречаются глинистые непроницаемые прослои. Следовательно, геологическое строение пласта и его физические свойства существенно влияют на величину дебита. Для определения отдающих зон, областей, вскрытых ГС, проводят геофизиче- ские исследования, по которым выделяют отдающие интервалы. Влияние анизотропии рассматривается в работах [13,26]. Для повышения нефтеотдачи в горизонтальных скважинах проводят ГРП. Интервалов, намеченных для ГРП, может быть несколько, в зависи- мости от конструкции горизонтального окончания скважины. Кроме это- го, в ГС проводят и химические обработки ПЗП. Пока в ГС не применяют гидродинамические МУН, хотя перспективы выглядят заманчиво. 12.3. Акустические методы. Акустические методы по технологии их ис- пользования можно разделить на МИП И МУН. Первые оказывают воз- действие на ПЗП, улучшают ФЕС и продуктивность скважины. Вторые воздействуют на элемент, часть эксплуатационного объекта, вовлекая в разработку не охваченные области и капиллярно-удерживаемую нефть. В последнее время с развитием техники появились различные технологии, направленные на развитие и совершенствование акустических методов воздействия на ПЗП. В данном параграфе рассмотрены две технологии, относящиеся к МИП: АРСиП и УЗО. Технология акустической реабилитации скважин и пластов (АРСиП) позволяет улучшить фильтрационные свойства низкопроницаемых нефте- насыщенных пропластков добывающих и увеличить приемистость нагне- тательных скважин[28]. Акустическая волна представляет собой колебания растягивающего и сжимающего давления заданной частоты. Причѐм градиент акустическо- го давления превышает стационарный градиент, используемый в практике нефтедобычи. В результате возникают силы, приложенные к флюиду, спо- собствующие увеличению фильтрации в ПЗП. Механизм воздействия акустического поля на нефтяной пласт описан в [29,30]. Под воздействием продольной волны жидкость стремится пере- меститься в сторону падения давления, перетекая в соседние поры, в то же время как сдвиговые напряжения твѐрдого скелета коллектора придают жидкости крутящий момент. Перемещение флюида происходит в виде вихревого потока, который совершает интенсивные возвратно-поступа- тельные движения. Однако расход флюида по направлению движения вол- ны всегда выше, чем в противоположном. Это связано с тем, что часть жидкости, перетекая в соседние поры, за счѐт проявления вязких и инер- ционных сил не «успевает» в полном объѐме вернуться обратно. «Вакант- ное» поровое пространство заполняется за счѐт подтягивания флюида с со- седних пор. Таким образом, в пласте, подвергнутом акустическому воздей- ствию, происходит циркуляция флюида двух видов: внутрипоровые вихре- вые потоки и межпоровое перемещение жидкости. Известно, что большинство пластовых жидкостей, которые в объеме ведут себя как ньютоновские, при движении в низкопроницаемых коллек- торах проявляют вязкопластичные свойства, характеризующиеся пласти- ческой вязкостью и прочностью структуры, которая зависит от предельно- го напряжения сдвига [1,31,35]. Т.е. чем меньше диаметр порового канала, тем большее усилие необходимо приложить к жидкости для вовлечения еѐ в движение. В результате при определенном соотношении размера порово- го канала и текущего градиента давления в пласте происходит полное или частичное «запирание» нефти и при существующих параметрах разработке нефть остается не извлеченной Применение акустического воздействия создает дополнительный гра- диент акустического давления и возникает движение жидкости в тех по- рах, где при обычных условиях разработки оно отсутствовало. Зоны ухуд- шенной фильтрации в пласте имеют, как правило, нефтяное насыщение, поскольку нефть имеет большее сопротивление к сдвигу по сравнению с водой. В результате акустического воздействия нефть выводится в более крупные поры и вытесняется водой. Технология АРСиП была проведена на добывающей скважине №1116 Западно – Сургутского месторождения. Дополнительная добыча за 12 месяцев составила 4646 тонн нефти. Основной задачей обработок нагнетательных скважин было перерас- пределение (изменение) профиля приемистости так, как по данным геофи- зических исследований отмечалась преимущественная закачка воды в про- пластки, лежащие в подошвенной части, перфорированного продуктивного горизонта, и, как следствие этого, недостаточный охват процессом завод- нения пропластков, лежащих в кровельной части пласта. Типичным при- мером неравномерного профиля приемистости может служить профиль нагнетательные скважины 377/4 Кустового месторождения. После прове- дения работ по технологии АРСиП профиль приемистости существенно увеличился. Рис. 12.1. Профиль приемистости скв. 377 Кустового месторождения до и после проведения АРСиП. Метод ультразвуковой обработки (УЗО) ПЗП. Работы по обработке ПЗП проводились компанией ООО « Центр ультразвуковых технологий сервис». Применение ультразвукового воздействия на ПЗП частотой 15– 59 кГц позволяет: - уменьшить поверхностное натяжение на границах твердой фазы и флюида под воздействием колебательной энергии создаваемой в упругом поле ультразвуком; - изменить физико-механические свойства высоковязких флюидов, содержащих асфальтовые и смолистые соединения, сделать их более по- движными; - вовлечь в разработку пропластки с низкими фильтрационными свой- ствами, увеличивая тем самым коэффициент охвата по толщине. Прове- денные испытания на Самотлорском месторождении показали, что в сред- нем дебит нефти увеличился с 3,5 до 7,8 т/сут., коэффициент продуктивно- сти с 0,143 до 0,23 м 3 /(сут. атм) Достоинствами метода УЗО являются: кратковременность обработки (среднее время обработки одной скважины около 15 часов); применение мобильной малогабаритной аппаратуры, низкие затраты на обработку; со- хранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца; технически, физиологически и экологически безопасный процесс воздей- ствия; успешность обработки, при правильном подборе скважин достигает 80%; продолжительность эффекта от 3 до 12 месяцев. Таким образом, перспективность применения акустических методов для увеличения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнета- тельных скважин подтверждается промысловыми испытаниями. Область применения этих методов достаточно широка и охватывает как низкопрони- цаемые коллектора, так залежи с высоковязкой нефтью. Отметим, что аку- стические методы обработки ПЗП совместимы с другими методами ОПЗ. Заключение В этом учебном пособии рассмотрены основные методы и технологии, применяемые в настоящее время для разработки нефтяных месторождений. Выбор системы разработки, размещения и подбор режима эксплуатации скважин существенно зависит от геологического строения пласта. Большую роль в этом играет построение геологической модели эксплуатационного объекта. В основе используемых гидродинамических моделей разработки лежат физические законы, о которых пользователи подчас и не подозрева- ют, а авторы моделей не всегда об этом говорят. Для каждой модели суще- ствует своя область применения, и то, что подходит для одного объекта мо- жет не соответствовать другому. Универсального способа разработки нефтяной залежи не существует. Но выбирать оптимальный необходимо. При изложении методов увеличения нефтеотдачи также особое внима- ние уделено физическим процессам, имеющим место в результате прове- дения технологий. То, что происходит в реальном пласте при воздействии на него закачиваемыми реагентами, изменением режима эксплуатации, нарушением первоначальных ФЕС, их изменением с течением времени можно спрогнозировать, предугадать. Основные методы, технологии уве- личения нефтеотдачи были разработаны еще в середине 20 века. Приме- нение их в то время ограничивалось несовершенством необходимых тех- нических средств и материалов. Но физические процессы, происходящие в пористой или трещиноватой среде, не изменились. Уточнялось их описа- ние, границы области применения и возможности достижения конечной цели: а именно, повышению нефтеотдачи. Считаем уместным привести цитируемое многими авторами мудрое высказывание академика А. П. Крылова «…. не понимая протекающих в пласте процессов и не предпринимая соответствующих мер, мы можем потерять миллионы тонн нефти, и даже не заметить этого». В приложениях приводятся краткие сведения о возможных научных направлениях для будущих магистров и аспирантов. Приложение 1. П.1.1. Стационарная фильтрация нефти. Формула Дюпюи. При стационарной, установившейся фильтрации, давление и дебит скважины не зависят от времени t, а зависят только от пространственной координаты r. На контуре питания R поддерживается постоянное давление P 0 . Давление на забое скважины постоянно и равно P c . Распределение давления в зоне между радиусом скважины r c и радиусом контура питания R изменяется по логарифмическому закону: R r Ln R r Ln P P P r P c c 0 0 ) ( (п.1.1) Дебит скважины определяется формулой Дюпюи c r R Ln p kh q 2 = c r R Ln p 2 (п.1.2) Здесь k – коэффициент фазовой проницаемости, h – толщина, вскрытой нефтенасыщенной части пласта, Δp=P 0 –P c – депрессия на забое скважины, µ – динамическая вязкость, kh – коэффициент гидропроводности. Прелесть формулы Дюпюи заключается в следующем: при заданной депрессии дебит скважины определяется параметрами пласта и свойствами фильтруемой жидкости. При больших проницаемостях получаем больший дебит. Чем больше нефтенасыщенная толщина, тем больше дебит. Чем больше вязкость нефти, тем меньше дебит. То есть, для однородного кол- лектора (пласта, прослоя) можно с достаточной точностью спрогнозиро- вать добываемую продукцию. Для сложно построенного коллектора с коэффициентом расчлененно- сти больше 1, состоящего из нескольких пропластков (прослоев) разных проницаемости и толщин, по (п. 1.2) можно качественно оценить вклад в общий дебит каждого пропластка. При закачке в пласт воды вытеснение нефти водой в первую очередь происходит из высокопроницаемых про- пластков, которые быстро обводняются. Основная часть извлекаемых за- пасов, как правило, находится в низкопроницаемых прослоях и остается не охваченной разработкой, коэффициент охвата пласта заводнением меньше запланированного. Для подключения низкопроницаемых прослоев в рабо- ту следует проводить мероприятия по изменению профилей приемистости на нагнетательных скважинах и изолирования обводненных пропластков в добывающих скважинах. Если в (п.1.2) разделить дебит на депрессию, то получим коэффициент продуктивности скважины являющейся важнейшей характеристикой про- изводительности скважины, по которой определяется режим работы сква- жины, подбирается оборудование для механизированной эксплуатации. |