УП_МПН_Сургут_Янукян А.П.


Министерство образования И НАУКИ российской федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение
высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте
Кафедра «Нефтегазовое дело»
А.П. ЯНУКЯН
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Сургут, 2015
56102255778500
УДК 468(034.5)
ББК 84.5+631+49
Я60
Янукян А.П.

Я 60 Методы повышения нефтеотдачи:
учебное пособие / А. П. Янукян. – Сургут: СИНГ, 2015. – 145 с.
В учебном пособии содержатся сведения по различным аспектам методов повышения нефтеотдачи. Особое внимание уделяется вопросам вытеснения нефти из пласта различными агентами (водой, кислотными и щелочными растворами, полимерными растворами, растворами поверхностно-активных веществ). Рассматривается решение типовых задач по различным методам повышения нефтеотдачи.
Адресованное студентам технических вузов, пособие может быть полезно для начинающих изучение вопросов методов повышения нефтеотдачи в вузе. Также данное учебное пособие будет полезно для специалистов с высшим образованием, не имеющих технической подготовки. Издание может использоваться также как справочник для самостоятельного изучения отдельных аспектов разработки нефтяных месторождений.
Рецензенты:
Муравьев К. А. - к.т.н. и.о. заведующего кафедрой «Нефтегазовое дело» Сургутского института нефти газа (филиал) Тюменского индустриального университетаВольф А.А – к.ф-м.н., доцент, ведущий научный сотрудник Тюменского отделения «СургуНИПИнефть»
УДК 468(034.5)
ББК 84.5+631+49 Я60

© Сургутский институт нефти и газа (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Тюменский индустриальный университет»
СОДЕРЖАНИЕ

П/П ТЕМЫ ЛЕКЦИОННЫХ ЗАНЯТИЙ СТР1 КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 4
2 ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 8
3 ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ 24
4 ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КИСЛОТНЫХ И ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРОВ 49
5 ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ОТОРОЧКОЙ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА 64
6 ПРИМЕНЕНИЕ БИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 68
7 ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 77
8 ГРП КАК МЕХАНИЧЕСКИЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 90
ТЕМЫ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ 1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН 114
2 ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
116
3 РАСЧЕТ КОНЦЕНТРАЦИИ И КОЛИЧЕСТВА КИСЛОТЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 124
4 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ДВОУКОСЬЮ УГЛЕРОДА 127
5 РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПОЛИМЕРНЫМ РАСТВОРОМ 129
6 ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ
132
7 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП
141
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА 146
ЛЕКЦИЯ 1 КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
1.1 классификация основных методов нефтеотдачи
1.2.Критерии эффективного применения методов нефтеотдачи
Тепловые методы:
паротепловое воздействие;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти горячей водой;
пароциклическая обработка скважин.
Газовые методы:
воздействие на пласт углеводородными газами (в т.ч. ШФЛУ);
воздействие на пласт двуокисью углерода;
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
Химические методы:
вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные сис-
темы);
вытеснение нефти водными растворами полимеров и другими загущающими агентами (метилцеллюлоза, ПДС и т.д.);
вытеснение нефти щелочными растворами;
вытеснение нефти кислотой;
вытеснение нефти химическими компонентами (мицеллярнымирастворами и т.д.);
системное воздействие на прискважинную зону пластов;
микробиологическое воздействие.
Физические методы:
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие;
горизонтальные скважины.
Гидродинамические методы:
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
нестационарное (циклическое) заводнение;
ступенчато–термальное заводнение.
На рис. 1.1 представлена диаграмма надежности методов увеличения нефтеотдачи пластов (для США).
198501013208000В
234569012573000 8
2886710101600004
2976880774700027063707747000198501077470002796540774700011734807747000 6
2616200533400018046705334000234569053340002345690533400027965405334000 5
171450011938000279654011938000
234569018542000207518095250001714500508000153416018542000 9 2 7
27063707175500162433016192500 1 3
13538204762500
А Б
Рис. 1.1 – Диаграмма надежности методов УНП
парообработка, 2- вытеснение нефти паром, 3 – внутрипластовое горение,4 – мицеллярное заводнение, 5- полимерное заводнение, 6 – щелочное заводнение, 7 – закачка углеводородных газов, 8 – вытеснение диаксидои углерода, 9 – закачка дымовых газов, А – успех, Б – неудача, В – неопределенность.
Каждая точка характеризуется тремя координатами, сответствующими отношению числа экспериментов с положительными, отрицательными и неопределенными результатами. В углах 100% успех, 100% неудача, 100% неопределенность, в центре все координаты равны.
1.2 Критерии эффективного применения методов нефтеотдачи
Важным условием эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов является правильный выбор объекта для метода или, наоборот, метода – для объекта.
Критерии применимости методов определяют диапазон благоприятных свойств флюидов и пласта, при которых возможно эффективное применение метода или получение наилучших технико-экономических показателей разработки. Эти критерии определены на основе анализа технико-экономических показателей применения метода, обобщения опыта его применения в различных геолого-физических условиях, а также использования широких теоретических и лабораторных исследований.
Обычно выделяются три категории критериев применимости методов:
Геолого-физические (свойства пластовых жидкостей, глубина залегания и толщины нефтенасыщенного пласта), параметры и особенности нефтесодержащего коллектора (насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, условия залегания) и другие;
Технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, размещение скважин, давление нагнетания и т. д.);
Материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами, их свойства и др.);
Критерии первой категории являются определяющими, наиболее значимыми и независимыми. Технологические критерии зависят от геолого-физических и выбираются в соответствии с ними. Материально-технические условия большей частью также являются независимыми, остаются неизменными и определяют возможность выполнения технологических критериев.
В таблице 1.1 приведено влияние свойств коллектора и флюидов на эффективность применения основных методов вытеснения нефти
Таблица 1.1 - Геолого-физические условия эффективного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении
Методы Пластовая нефть Вода Коллектор Условия залегания
Вязкость, мПа*ссостав Насыщенность, % Минерализа-ция, г/м3 неоднородность проницаемость Тип и хим.-физ св-ва. Давление пл. МПа Темпера-тура, С0Толщинам
Заводнение с ПАВ* До 50 Наличие асфальтенов и смол До 30 До 0,2 Неоднородный, отсутствие трещин 10 и более Глинистость не более 5-10% - Менее 90 До 15
Полимерное заводнение* От 10 до 100 - До 30 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5-10% - Менее 90 -
Мицеллярное заводнение* До 10 - До 70 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Однородный Более 100 Ограничен. содержание карбонатов - Менее 65-90 -
Щелочное заводнение До 100 Наличие органических кислот До 60 Содержание ионов Са2+ до 0,000025 Неоднородный, отсутствие трещин Более 100 Глинистость не более 5-10% - - -
Сернокислотное заводнение* Применение СО2* 1-30 Наличие ароматических соединений До 30 - Умеренно-однородный Менее 500 Терригенный - - -
Применение СО2*:
оторочки
До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+ Неоднородный 5 и более - Выше давления насыщения - До 15 при пологом залеган., при крутом не огр.
Применение СО2: в сочетании с заводнением До 50 Ограниченное содержание асфальтенов и смол До 60 - Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - Выше давления насыщения - -
Применение у.в. газа.*
До 10 - До 60 - Однородный 5 и более - Выше давления насыщения - .
Водогазовая смесь До 50 - До 60 Неоднородный, отсутствие трещин Более 50 - То же - -
Внутрипластовое горение* До 100 Ограниченное содержание серы До 50 - Отсутствие трещин Более 100 - - - Более 3
Закачка в пласт пара Более 50 Наличие лёгких компонентов - - Умеренно-однородный Более 100 - - - Более 6
* Неблагоприятным фактором применения метода является трещиноватость пласта.
ЛЕКЦИЯ 2 – ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
2.1. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении
2.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
2.3. Виды остаточных запасов нефти и её свойства
2.1. Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении
2.4 Системы разработки месторождения с использованием заводнения
2.5 Изменение направлений фильтрационных потоков
Опыт применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов показывает, что эффективность процессов зависит от того, насколько выбранный метод, запроектированная система размещения скважин и реализованная технология процесса учитывали реальное состояние остаточных запасов нефти, а также детерминированное распределение нефтенасыщенности и свойств нефти по всему объему залежи. Многие проекты применения методов увеличения нефтеотдачи пластов были безуспешными или с низким показателем эффективности потому, что перед их началом были неправильные представления о состоянии остаточной нефтенасыщенности, т.е. неправильные представления о том, как остаточная нефть рассредоточена в пласте и каковы ее свойства.
Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах, как несмешивающиеся жидкости по разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минералогического состава воды, вещественного состава пород и структуры пористой среды. Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть естественным, когда извлекаемая из пластов нефть замещается пластовой водой – контурной или подошвенной, подпирающая нефть, и искусственным, когда нефть из пластов вытесняют водой нагнетаемой с поверхности или других водоносных пластов через специальные скважины. Различие между этими видами заводнения нефтяных скважин могут быть очень большими, но выражаются они одними и теми же показателями:
коэффициент дренирования залежей
коэффициент охвата пластов заводнением
коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды
Этих трех показателей достаточно для полной характеристики эффективности заводнения любого нефтеносного пласта, в целом – нефтеотдачи пласта, как произведения трех указанных коэффициентов и отдельных элементов ее при детальном изучении. При этом в каждый коэффициент вкладывается следующий физический и гидродинамический содержательный смысл.
Коэффициент дренирования залежей - определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (, и выражается отношением

Коэффициент охвата пластов заводнением определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

где начальная насышенность пористой среды водой,
остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.
На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:
на коэффициент дренирования залежей –
Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.
Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.
Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.
Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.
на коэффициент охвата пластов заводнением –
Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).
Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).
Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.
на коэффициент вытеснения нефти водой –
Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).
Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.
Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.
Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения, очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.
Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточных запасов следует точно знать, за счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизилась эффективность заводнения.
Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения.
Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых.
К числу управляемых факторов относятся:
размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания;
состояние призабойных зон пластов вследствии качества вскрытия и изменения при эксплуатации;
трещиноватость пластов;
соотношение вязкостей нефтей и вытесняющей воды;
межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;
смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).
К неуправляемым факторам влияющим на показатели эффективности заводнения относятся:
расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;
условия залегания нефти, газа и воды в пластах;
микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств);
тип коллектора;
микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость.
2.2. Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения
Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Qни к начальным балансовым запасам Qнб:
= Qни / Qнб.
Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.
=( Sн –S0 )/Sн.
Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.
Коэффициент физической нефтеотдачи физ – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:
физ=(Qни +Q)/Qнб,
где Q – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.
При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный , продолжающийся процесс разработки залежи.
Коэффициентом использования запасов и называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:

где - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Qi(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.
В частом случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.
Коэффициент выработки в – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):

где Qнбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.
Достигаемые фактические значения нефтеотдачи пластов месторождений с достаточно высокими проектными значениями каэффициента нефтеотдачи (более 50%) находящихся в поздней стадии эксплуатации показывают, что они являются вполне реальными.
Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, на 25-30% применяемой системой разработки и на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Относительное влияние отдельных геолого-физических факторов на нефтеотдачу пластов, хотя и не в чистом виде, отражено в табл.1 на основе статистического усреднения нефтеотдачи по месторождениям страны (на период 1989г. по 164 месторождениям) , группируемых по тому или иному признаку.
Таблица 2.1 – Достигаемы значения нефтеотдачи
Признак месторождения Конечная нефтеотдача,%
Терригенные коллекторы
Чисто нефтяная залежь. Проницаемость пластов более 0,05 мкм2Нефтяная залежь. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2Вязкость менее 30 мПа .с,
в том числе:
нефтегазовая залежь, проницаемость пла-
стов менее 0,05 мкм2 Вязкость более 30 мПа .с
Карбонатные коллекторы
в том числе:
трещиноватые
трещинно-кавернозно-пористые 43
50
32
35
22
54
31
Фактор карбонатные коллекторы очень сильный и неблагоприятный для конечной нефтеотдачи пластов, особенно трещиновато-порового типа. Самый сильный фактор для нефтеотдачи пластов – вязкость нефти. При вязкости нефти более 25-30 мПа.с нефтеотдача при заводнении пластов становится очень низкой.
Средние относительные темпы добычи нефти (% от запасов в год) по группам месторождений с разными основными признаками приведены в таблице 2.2
Таблица 2.2 - Средние относительные темпы добычи нефти
Основные признаки месторождений Относительные темпы добычи нефти
Терригенные коллекторы
Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа
Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2Нефтяные залежи
Нефтегазовые залежи
Вязкость нефти менее 10 мПа.сВязкость нефти более 30 мПа.с7,3
4,0
2,9
8,1
3,6
7,4
2,4
Факторы вязкость нефти, малая проницаемость пластов и карбонатность коллекторов оказывают большое влияние на темпы добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых запасов.
2.3. Виды остаточных запасов нефти и её свойства
В настоящее время не существует общепринятого представления о характере распределения остаточной нефти в заводненных пластах. Эта проблема чисто фундаментальная. Однако остаточные запасы нефти в недренируемых пластах и неохваченных водой пропластках хорошо изучены.
По данным экспертных оценок остаточные запасы нефти (100%) по видам количественно распределены следующим образом:
нефть, оставшаяся в слабопроницаемых пропластках и участках, не охваченных водой – 27%;
нефть в застойных зонах однородных пластов – 19%;
нефть оставшаяся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24%;
капиллярно-удержанная и пленочная нефть – 30%
Остаточная нефть (п.п. 1-3), которая не охвачена процессом заводнения вследствии высокой макронеоднородности разрабатываемых пластов и застойных зон, образуемых потоками жидкости в пластах, составляют 70% всех остаточных запасов, представляя основной резерв для увеличения нефтеотдачи. Повысить нефтеотдачу пласта за счет этой части нефти можно в результате совершенствования существующих систем и технологий разработки и так называемых гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов.
Остальная часть (п.4) остается в обводненых коллекторах вследствии их микронеоднородности и может извлекатся только в результате воздействия на нее различных физических и физико-химических процессов и явлений.
О составе остаточной нефти. Изменение свойств нефти в процессе разработки может происходить как в сторону утяжеления, так и в сторону облегчения добываемой нефти. Утяжеление нефти связано с уменьшением пластового давления в процессе разработки и потерей легких фракций нефти при дегозации, а также окислением нефти при взаимодействии с закачиваемой водой, за счет перемещения в глубь залежи утяжеленных нефтей из периферии приконтурных зон. Свойства нефти даже сильно изменяются в пределах небольших участков одного и того же продуктивного пласта.
За 20 лет заводнения Туймазинского месторождения в девонские пласты вместе с водой закачено около 4700 тонн кислорода. Анализ вод из добывающих скважин показал, что кислород в нем отсутствует т.е. полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации воды по пласту.
Силы, удерживающие остаточную нефть, и возможности их преодолевания. Остаточные запасы нефти ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах, причем, это в большей степени вызвано загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.
Главные силы, действующие в пласте, насыщенном двумя или более подвижными фазами – поверхностные, вязкостные, гравитационные и упругие силы.
Поверхностные или капиллярные силы создают на границе жидких фаз давление порядка 0,01 – 0,3 МПа. Величина поверхностных сил определяется смачиваемостью породы и микронеоднородностью пористой среды, размером пор и поровых каналов.
Вязкостные силы (гидродинамическое сопротивление) пропорционально вязкости нефти. В очень медленных процессах переформирования насыщенности пластов нефти и водой незначительно (т.к. нет отклонений от закона Дарси).
Гравитационные силы создают постоянно действующий градиент давления, численно равный разности плотностей нефти, газа и воды. Величина этого градиента может составлять 0,1 – 10 МПа/м. Его действие приводит к всплытию воды в нефти или газа в нефти.
Упругие силы пластов, проявляющиеся при снижении пластового давления, вызывают уменьшение трещин и, следовательно, способствуют остаточной нефтенасыщенности.
2.4 Системы разработки месторождения с использованием заводнения
Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.
Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин:
принимают только площадь разбуренной части залежи;
число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них;
включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д.
Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности . Раньше плотность сетки скважин изменялась от 104/скв (расстояния между скважинами 100 м) до (4-9) 104/скв, а с конца 40-х — начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60)104м2/скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторождений при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.
Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физическиё свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под-газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30)104м2/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25-30) 104м2/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.
В нашей стране применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10-20 % фонда.
По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый — все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетаются. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлор-ском месторождении.
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии. В СНГ в основном по треугольной сетке разбурено большинство эксплуатационных объектов Азербайджана, Туркмении, Западной Украины, Северного Кавказа и др.
Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади. Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллельными первоначальному контуру нефтеносности. Такую систему начали применять у нас впервые в 1930 г. на Новогрозненском, затем на Туймазинском (20 ∙ 104м2/скв при расстояниях между рядами 500 м и между скважинами в рядах 400 м), Ромашкинском (60∙104м2/скв — 1000 м-600 м), Усть-Балыкском (42-104м2/скв), Мегионском (64-104м2/скв), Самотлорском (64 ∙ 104м2/скв) и других месторождениях. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.
Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. системы разработки без поддержания пластового давления); системы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного се пополнения. По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.
Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:
1. Законтурное заводнение, при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100—1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропро-водностью, при небольшой ширине залежей (до 4—5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примерами могут служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.), девонская залежь Бавлинского месторождения (Татария), яснополянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения (Пермская обл.) и др. Оно не получило широкого распространения.
2. Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроектировано, например, по пласту СIII Дмитровского месторождения (Куйбышевская обл).
3. Внутриконтурное заводнение, которое применяют в основном на объектах с большими площадями нефтеносности (сотни квадратных километров и более). При законтурном заводнении одновременно может работать не более трех рядов скважин вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдельные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые называют эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтур-ное заводнение в случае необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.
В странах СНГ применяется внутриконтурное заводнение таких видов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовос заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Дь Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Оренбургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Ма-монтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на месторождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Б2 Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторождения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты AB1 Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3-5 рядов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых систем могут быть блочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.
При небольшой вязкости нефти (до 3-5 мПа∙с) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5-4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2-3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10-50 т/(сут-МПа)—трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).
При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяют на:
а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры — кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодарском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири);
б)кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади – Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения);
в)центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 нагнетательных скважин, а внутри се имеется одна или несколько добывающих скважин).
Очаговое заводнение может применяться в качестве самостоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднородных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от известного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением.
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системами. Линейная система—это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2бн=2бд=2б. Если 2L=2б, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1 :2 и 2: 1. Возможны также другие площадные системы. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1 : 3, 1 : 2, 1 : 1, 2: 1, 3 : 1).
5949958128000
Рисунок 2.1 – Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементам) 1 - добывающие, 2 - нагнетательные скважин
Результаты исследований, проведенных в ВНИИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное заводние эффективно при разработке малопроницасмых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БС10 Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять площадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.
Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величинами (в % - в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая – 50/70; комбинированная (законтурная, внутриконтурная) – 28/18; избирательная, площадная – 18/9; законтурная - 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности нашли наиболее широкое применение.
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 значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давление закачки обычно на 15-20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение на месторождениях Горячий Ключ (Краснодарский край), Битков (Западная Украина), Андижан-Палванташ (Фергана) и др.
2.5 Изменение направлений фильтрационных потоков
Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.
Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).
Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтур-ного заводнении и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.
ЛЕКЦИЯ 3 ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
3.1. Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении
3.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
3.3 Вытеснение нефти растворами поверхностно-активных веществ
Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.
В качестве методов, избирательно понижающих проницаемость породы, можно использовать периодическую закачку газа (воздуха) или активных компонентов нефти в процессе заводнения. Весьма простым и доступным методом выравнивания проницаемостей послойно-неоднородных пластов может оказаться закачка суспензии гашеной извести. Циклическое заводнение, увеличение давления закачки агентов для поддержания пластового давления, применение тепловых методов воздействия на залежи высоковязких нефтей также позволяют регулировать степень охвата пласта воздействием. В то же время ряд методов одновременно улучшает степень промывки пласта и увеличивает коэффициент вытеснения нефти из пористой среды. Некоторые из перечисленных методов увеличения коэффициента охвата, например, периодическая закачка воздуха, нефти, а также закачка загустителей для воды известны давно. Методы закачки пены, СЩР, ПДС, гелеобразователей появились недавно и проходят промысловые испытания. Многие физико-химические и гидродинамические явления, происходящие при закачке в пласт перечисленных рабочих агентов в частично обводненные нефтяные залежи, изучены недостаточно полно. В связи с этим основные параметры технологии их применения в конкретных геолого-физических и технологических условиях выбираются лишь на основе качественных представлений о характере взаимодействия закачиваемых композиций химреагентов в пласте.
В качестве загущенной воды в пласт можно закачивать водные растворы различных полимеров, например, полиакриламида (ПАА). Молекулярная масса этого водорастворимого полимера более 500 000, а вязкость его водных растворов прямо пропорциональна молекулярной массе. В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы.
Результаты анализа эффективности обычного полимерного заводнения показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60—70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон.В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение полимерного заводнения на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70 °С происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.
Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами. Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение нефтеотдачи существенный интерес представляют методы, основанные на использовании более дешевых и недефицитных химических продуктов. Прежде всего сюда относится закачка пены. Кажущаяся вязкость пены превышает вязкость воды в 5-10 раз. Теоретические и лабораторные исследования показали перспективность использования пен в качестве рабочего агента при вытеснении нефти из пористой среды. Эта перспектива определяется следующими двумя факторами.
Во-первых, для получения пены расходуется всего от 0,2 до 1% пенообразующих ПАВ, сравнительно доступных и менее дорогостоящих.
Во-вторых, важным свойством пены является то, что ее кажущаяся вязкость зависит от коэффициента проницаемости пористой среды. Чем выше проницаемость пласта, тем выше кажущаяся вязкость фильтрующейся пены. Благодаря этому свойству пены, при закачке ее в пласт будет происходить увеличение охвата залежи не только за счет сближения вязкостей нефти и вытесняющего агента, но и за счет уменьшения степени неоднородности пласта по подвижности нефти.
Установлено, что применение пенных систем тем эффективнее, чем выше неоднородность пласта по проницаемости и соотношение вязкостей нефти и обычной вытесняющей жидкости (воды). Увеличение нефтеотдачи при этом происходит только за счет улучшения охвата пласта рабочим агентом, коэффициент вытеснения остается без изменения. В условиях однородного пласта закачка пены, как показывают опыты, не приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи.
В качестве пенообразователя в рассматриваемых опытах использовались ионогенные ПАВ: сульфонат натрия и алкилсульфонат натрия. Пена, полученная на основе этих ПАВ, в присутствии нефти нестабильная, ее структурно-механические свойства сохраняются лишь частично. Пена может быть получена на поверхности, либо сформирована в пластовых условиях путем создания оторочки из раствора ПАВ и последующего его вытеснения газом.
Сущность методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием путем периодической закачки инертного газа или активной нефти в процессе заводнения сводится к уменьшению фазовой проницаемости для воды в отдельных пропластках, хорошо промытых водой. Количество инертного газа или активной нефти, проникшее в отдельные пропластки неоднородного пласта, пропорционально их проницаемости. Чем выше проницаемость пропластка, тем большее количество реагента в него проникает и тем сильнее снижается проницаемость при дальнейшей закачке воды. Коэффициент проницаемости малопроницаемых пропластков снижается на меньшее значение. В результате такой селективной подачи реагента в разнопроницаемые слои происходит некоторое выравнивание приемистости. Расчеты показывают, что существует вполне определенное количество подаваемого в пласт реагента, при котором происходит максимальное выравнивание проницаемости. Это количество зависит от характера неоднородности пласта и степени снижения фазовой проницаемости данным реагентом. Согласно данным лабораторных исследований при насыщении перового пространства воздухом на 10% проницаемость пласта для воздуха равна нулю, а относительная фазовая проницаемость для воды составляет 0,7; т. е. уменьшается на 30%. При наличии в порах пласта активной нефти относительная проницаемость для воды уменьшается до 0,45, а неснижаемая насыщенность активной нефтью при этом равна 20% от объема порового пространства. Для этих условий теоретические расчеты показали, что оптимальное количество закачиваемого в пласт реагента для всех значений отношения вязкости нефти и воды при периодической закачке воздуха составляет 4,34%, активной нефти – 7% от объема пор заводняемого пласта. Эффект рассматриваемого метода тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти и воды. При соотношении подвижностей, равном 10, прирост коэффициента охвата составляет 6% за счет закачки воздуха и 15% активной нефти.
Одним из возможных способов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием и выравнивания приемистостей неоднородных пластов является периодическая закачка водной суспензии гашеной извести . Частицы извести, содержащиеся в закачиваемой воде, проникают прежде в пропластки с высокой проницаемостью и за счет частичной закупорки поровых каналов снижают проницаемость высокопроницаемого пласта (пропластка). Малопроницаемые пропластки сохраняют прежнюю приемистость или даже увеличивают ее за счет перераспределения закачиваемой воды. В результате происходит выравнивание профиля приемистости и, в конечном счете, снижение обводненности добываемой продукции, а также увеличение коэффициента охвата пласта воздействием.
Вследствие существенной послойной неоднородности продуктивных пластов часто закачиваемая вода поступает лишь в отдельные пропластки или трещины. Очень большая приемистость отдельных интервалов ограниченной толщины объясняется наличием трещин. В таких скважинах применение для регулирования охвата пласта воздействием нефти, нефтемазутных смесей, эмульсий, аэрированных жидкостей не дает положительного эффекта. Однако из-за очень большой протяженности трещин и большой их поверхности глубина проникновения изолирующих реагентов в породу через поверхность трещин оказывается ограниченной. В этих случаях для уменьшения приемистости высокопроницаемых пропластков оказалась эффективной закачка суспензии гашеной извести. Немаловажными факторами при выборе ее в качестве закупоривающего агента могут являться ее доступность, низкая стоимость и простота практического применения. Гашеная известь представляет собой порошкообразный продукт гидратации негашеной извести, в основном состоящий из гидратов окисей кальция и магния. Плотность чистой гашеной извести 2100 кг/м3. В воде 1 кг гашеной извести занимает объем, равный 1,25-1,67 л.
Исследования по изучению закупоривающего действия водных суспензий гашеной извести при фильтрации через пористую среду показали, что скорость фильтрации суспензии очень быстро падает фактически до нуля. Происходит снижение проницаемости на 80—85%. Фильтрация воды через закупоренный образец в обратном направлении обеспечивает практически полное восстановление проницаемости образца. Эти исследования показали возможность применения водной суспензии гашеной извести для выравнивания приемистости нагнетательных скважин. Эффективность применения суспензий для решения этой задачи подтверждена многочисленными промысловыми работами. Технология приготовления и закачки водных растворов гашеной извести достаточно проста. Сухая гашеная известь загружается в бункер пескосмесительного агрегата, откуда она поступает в смесительную емкость агрегата. Одновременно в смесительную емкость подается вода (нефть или раствор ССБ) из автоцистерны. Закачка суспензии ведется одним из агрегатов АН-500, 2АН-500, АС-400, Азинмаш-35 и т. д. На время закачки суспензии нагнетание воды от КНС прекращается.
Промысловые работы показали, что закачка водных суспензий приводит к увеличению охвата пласта воздействием по толщине и снижению приемистости высокопроницаемых прослоев. Таким образом, на основе результатов лабораторных и промысловых исследований подтверждена возможность и показана эффективность выравнивания профиля приемистости неоднородных пластов и улучшения охвата пласта воздействием. Безусловно, это мероприятие, по-видимому, оказывает положительное влияние на полноту выработки запасов нефти. Однако закачка малых объемов водных суспензий гашеной извести в призабойную зону пласта хотя и выравнивает профиль приемистости, но существенное влияние на ограничение движения воды в удаленных зонах пласта не может оказать. В то же время результаты этих работ показывают перспективность применения гашеной извести в качестве материала, способного уменьшить проницаемость высокопроницаемого промытого пропласта с целью увеличения охвата пласта воздействием, следовательно, и конечной нефтеотдачи.
Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.
Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами. Технология основана на применении щелочно-силикатного заводнения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла могут использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок. Одновременно растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1% имеют значение рН близкое к 13.
Другая технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов щелочи и трехвалентного железа. В результате взаимодействия щелочи с солями многовалентных катионов при контакте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Однако управление процессами осадкообразования в пластовых условиях путем закачки щелочей является достаточно сложной задачей.
На месторождениях Западной Сибири щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химического воздействия на пласт. Способ воздействия применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые указывают на незначительную эффективность метода. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачана оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4—5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55-90%, в дальнейшем снизилась до 40—50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70—80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента. Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40-50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-30%. Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины.
Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15ми более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения.
Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожан-ском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта.
Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка – 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4%.
Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, полиакри-ламида). Закачку оторочек повторяют периодически через 1-3 года, в основном, в течение 10-15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.
Проблема охвата пласта воздействием остается нерешенной даже при использовании таких маловязких высокоэффективных нефтевытесняющих агентов, как растворители нефти в различных его модификациях: газ, газообразные оторочки, углекислоты и др. Из-за неоднородности коллекторов и неблагоприятного соотношения вязкостей жидкостей в пласте растворители продвигаются по наиболее проницаемым пропласткам и преждевременно прорываются в добывающие скважины.
Анализ результатов исследований эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи с применением ПАВ, полимеров, тринатрийфосфата, концентрированной серной кислоты в сравнительно одинаковых условиях различных месторождений показывает, что наиболее высокие результаты достигаются при использовании химреагентов, которые наряду с улучшением нефтевытеснения за счет отмыва нефти обеспечивают увеличение охвата пласта воздействием.
Полного охвата пласта воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования разработки заводнением – циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, повышения давления нагнетания и форсированного отбора жидкости, а также методов повышения нефтеотдачи закачиванием различных агентов. По этой причине на поздней стадии разработки ограничение движения вод в промытых пластах и зонах является одной из наиболее важных технических проблем дальнейшего повышения нефтеотдачи обводненных нефтесодержащих пластов.
Подавляющее большинство способов увеличения нефтеотдачи применимо лишь для первичного вытеснения нефти на начальных стадиях разработки залежей. Поздние стадии практически не обеспечены эффективными способами увеличения полноты выработки запасов нефти.
Одним из достаточно удачных решений задачи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках неоднородного пласта является метод закачки в обводненные пропластки полидисперсных систем. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего образуются глино-полимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком. Коллоидные частицы глин под влиянием броуновского движения стремятся равномерно распределяться по объему жидкости. Для осаждения этих частиц необходимо их укрупнение под влиянием кинетической энергии или же уменьшения потенциала у коллоидных частиц . Значение его не постоянно, оно изменяется в зависимости от рН среды, температуры, химического состава и степени дисперсности глинистых частиц. Одним из путей снижения -потенциала является добавление в воду полимера. Закономерности флокуляции в жидких дисперсных системах показывают, что оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование наиболее крупных хлопьев и быструю седиментацию, обратно пропорциональна квадрату радиуса частиц. Существенное влияние на расход полимера могут оказать минерализация пластовой воды и температура среды. Испытания технологий увеличения нефтеотдачи на основе использования ПДС на реальных нефтяных месторождениях, представленных неоднородными коллекторами, показали высокую эффективность.
Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными частицами в пластовых условиях при закачке ПДС заключается в следующем. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и породы пласта, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. Первый фактор, с одной стороны, снижает проникновение в мелкие поры, а с другой — приводит к прочному удержанию дисперсных частиц, а второй — способствует флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в динамическом потоке массу.
Оптимальная концентрация полимерного раствора для терригенных пород, обеспечивающая создание ПДС составляет 0,05—0,08% по массе. В результате образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропласте происходит существенное уменьшение подвижности жидкости. Закачиваемая вода вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эффективно вытесняя остаточную нефть. Эксперименты показывают, что подвижность воды после обработки полимердисперсной системой снижается в 2—4 раза по сравнению с закачкой только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы. Это является одним из важных факторов, способствующих получению высокого эффекта.
Основной объем теоретических, экспериментальных и промысловых исследований в настоящее время выполнен для условий терригенных коллекторов, как кварцевых, так и полиминеральных. Судя по механизмам и принципам снижения коэффициента подвижности жидкостей в высокообводненных прослоях продуктивного пласта ПДС после ряда дополнительных исследований можно применять и в карбонатных коллекторах.
Как известно, при закачке водных растворов различных химреагентов для улучшения отмыва пласта рабочие растворы в основном поглощаются высокопроницаемыми пропластками, а малопроницаемые прослои практически не подвергаются воздействию нефтевытесняющих жидкостей. В связи с этим в настоящее время предложено использовать ПДС для предварительной обработки пласта перед закачкой, например, водных растворов ПАВ, мицеллярных растворов, различных микроэмульсий, растворителей и др. Заметим, что в зависимости от условий применения одни и те же вещества могут быть реагентами осадко- и гелеобразования.
Техника, технология и организация закачки поверхностно-активных веществ достаточно просты. Доля капитальных вложений в систему закачки и хранения ПАВ в общих капитальных вложениях в обустройство не превышает нескольких процентов, а изменение себестоимости добываемой нефти зависит от расходов на реагент, которые составляют около 15% от общей суммы эксплуатационных затрат. Можно выделить следующие технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ:
магистральный транспорт реагента или его составляющих;
централизованное хранение;
доставка к дозировочным установкам или к скважинам;
подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке растворов ПАВ;
исследования скважин и пластов;
смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на скважине либо на других промысловых объектах;
дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду;
закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт;
контроль за процессом закачки и управление им.
Кроме этого в промысловых условиях проводятся лабораторные испытания поступающих для закачки реагентов: определение растворимости ПАВ в воде; изменение поверхностного натяжения на поверхности раздела раствор ПАВ—нефть, определение адсорбции ПАВ на поверхности породы. Важно также организовать контроль за концентрацией ПАВ в продукции добывающих скважин, главным образом в водной фазе.
Основной вид магистрального транспорта ПАВ от мест производства до нефтедобывающего региона — железнодорожный. Трубопроводный транспорт практически исключается из-за относительно малых объемов перевозки. Например, даже 100%-ное внедрение технологии долговременного дозирований ПАВ типа ОП-10 на объектах поддержания пластового давления крупного нефтяного месторождения связано с расходом нескольких десятков тысяч тонн реагента в год. Импульсная закачка концентрированных растворов ПАВ требует в принципе более высоких темпов доставки, но малая продолжительность процесса также делает нецелесообразным, за редким исключением, сооружение специального трубопровода. Помимо железнодорожного транспорта ПАВ до места потребления могут доставляться, хоть и в меньшей степени, водным, автомобильным и даже авиационным. Поставка осуществляется в цистернах, металлических блоках вместимостью 300 л и в картонных барабанах.
Централизованное хранение ПАВ осуществляется либо в пределах нефтедобывающего региона, либо в непосредственной близости от него, например у железной дороги или водной артерии. Централизованная база по хранению, приему и отпуску ПАВ, которая, как правило, обслуживает один нефтяной район, при необходимости оборудуется средствами разогрева и перекачки реагента, обогреваемыми резервуарами и т. д. Запасы, создаваемые на базах хранения, определяются объемом потребления и применяемой на месторождении технологией закачки в соответствии с существующими нормативами.
Реагенты, предназначенные для закачки в пласт, могут храниться совместно с другими реагентами либо на специализированных базах.
Доставка ПАВ от баз хранения к дозировочным установкам на кустовой насосной станции (КНС) или непосредственно к скважинам, как правило, осуществляется автомобильным транспортом.
При внедрении ПАВ на первом этапе заводнения подготовительные работы на промысле сводятся, в основном, к некоторой модернизации процесса освоения нагнетательных скважин, связанной с использованием в этом процессе водного раствора ПАВ. В соответствии с предложениями института БашНИПИнефть, например, при использовании реагента ОП-10, водовод и скважина промываются (по схеме от КНС) 0,05%-ным раствором с расходом 1000-1200 м3/сут до постоянства концентрации ПАВ и взвешенных частиц в выходящем из скважины потоке. Если же ПАВ внедряется не с начала заводнения, то подготовительные работы более трудоемки, так как внутренняя поверхность водоводов и нагнетательных скважин к моменту закачки раствора ПАВ обычно бывает покрыта солями и продуктами коррозии металла, которые могут быть смыты раствором ПАВ. Чтобы предотвратить связанное с этим снижение приемистости нагнетательных скважин водоводы и скважины промывают вначале слабоконцентрированным раствором соляной кислоты, а затем 0,1 %-ным раствором ПАВ.
Перед переходом на закачку с ПАВ целесообразно провести необходимые исследования на скважинах. При необходимости на скважинах с малой приемистостью следует провести необходимые ремонтные работы. Отметим, что с целью оценки эффективности и регулирования процесса заводнения с ПАВ комплекс исследований намечается в течение всего времени подачи ПАВ, в частности измерение устьевых давлений, приемистости по скважине. Исследования с целью построения профиля приемистости, кривых восстановления давления и индикаторных диаграмм проводятся с периодичностью, принятой при обычном заводнении.

Рисунок 3.1 - Технологическая схема подготовки закачки слабоконцентрированного раствора ПАВ:
1 – рабочая емкость для ПАВ; 2 – загрузочный люк; 3 – лэлектронагреватели; 4 – электронагреватели в блочной дозирующей установке; 5 – одозировочные насосы; 6 – запорно-регулирующая арматура; 7 – напорный коллектор от КНС (БКНС); 8 – основание блочной установки; 9 - станция управления; 10 – резервная емкость; 11 – эстакада для слива ПАВ
Основные технологические операции (смешение, дозировка, закачка) могут быть проведены в двух вариантах: применительно к методу долговременной подачи слабоконцентрированного раствора ПАВ и к методу импульсной закачки растворов ПАВ высокой концентрации. Схема долговременной подачи раствора ПАВ слабой концентрации приведена на рис. 4. Раствор ПАВ по этой технологии закачивается непрерывно в количестве до 1-1,1 объема порового пространства нефтенасыщенной части пласта. При использовании ОП-10 и подобных ПАВ, по рекомендациям института БашНИПИнефть, первая порция закачиваемой среды (0,2% от порового объема) должна быть 0,1°/о-ной, в дальнейшем поддерживается 0,05%-ное содержание реагента. После закачки в пласт раствора ПАВ типа ОП-10 в количестве 0,5% порового объема рекомендуется использовать раствор смеси ПАВ неионогенного и анионного класса.

Рисунок 3.2 – Схема дозаторной установки БДУ-З: 1— насос; 2 — дозаторный насос; 3 — манометр; 4 — электровагреватели; 5 — змеевик; 6—бак; 7—ролики; 8—тележка; 9—бак-смеситель; 10—вентили
Основной элемент технологической схемы закачки раствора ПАВ—дозировочная установка (рис. 3.2), предназначенная для разогрева, слива и приготовления водных растворов высоковязких ПАВ, поступающих на КНС, скважину или другой промысловый объект. Для разогрева реагента (рис. 6) металлические бочки вместе с химреагентом пакуются в камеру установки и нагреваются при помощи блока электронагревателей, что обеспечивает слив разжиженного реагента из предварительно открытых сливных отверстий в нижние баки. Смешение реагента с водой проводится в верхнем баке-смесителе, предварительно заполненном необходимым объемом воды и ПАВ, путем циркуляции в замкнутой цепи «насос, вентиль, смеситель, вентили, насос». Подготовленный таким образом разбавленный до 40-80% раствор ПАВ подается на прием дозирующего насоса и далее в линию закачки с подачей, обеспечивающей получейие необходимой концентрации реагента в нагнетаемой в пласт воде. Дозировка может осуществляться как на прием основных насосов КНС, так и на выкид. В первом случае применяются дозировочные насосы на давление 5-6 МПа, во втором—на давление до 20 МПа и более. Описываемая дозаторная установка позволяет подавать ПАВ без предварительного разбавления, а также создавать необходимый запас раствора ПАВ в резервных емкостях. Попеременное подключение емкостей обеспечивает непрерывность процесса.

Рисунок 3.3 Блочная дозировочная установка для подготовки раствора ПАВ:
1— электрошкаф: 2—корпус будки; 3—верхний бак-смеситель; 4—тележка; 5—нижние баки; 6—ролики; 7—электронагреватели; 8—центробежный насос; 9—стенка будки с термоизолирующим материалом; 10 — платформа саней
Технология закачки слабоконцентрированных растворов ПАВ связана с многолетними сроками дозирования, требует специального обслуживания, что в условиях автоматического режима работы КНС не всегда удобно.
В этом отношении импульсная (разовая) закачка малообъемной оторочки большой концентрации имеет несомненные технологические преимущества, так как реализуется в течение нескольких дней. В Татарии, например, перспективной считается закачка 5%-ных растворов ПАВ типа ОП-10. Принципиально это можно осуществить при помощи тех же технических средств. Еще более концентрированные растворы можно закачивать в скважину по схеме, показанной на рис. 7. По данной схеме синтез и формирование концентрированного раствора ПАВ осуществляется непосредственно в полости скважины и призабойной зоне пласта. Алкилированная серная кислота закачивается в скважину из автоцистерн через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов агрегатами типа 4АН-700. Пенореагент подается в скважину также при помощи агрегатов типа 4АН-700 через приемо-раздаточную гребенку, линию высокого давления и блок манифольдов, в котором происходит контактирование и смешение пенореагента с алкилированной серной кислотой. Линии высокого давления оснащаются обратными клапанами, а блок манифольдов—манометром и предохранительным клапаном. Приемные и нагнетательные линии подвергаются опрессовке под давлением, превышающим рабочее давление нагнетания; линии высокого давления, блок манифольдов и обвязка устья скважины спрессовываются с использованием одной пары агрегатов 4АН-700, а приемные линии — при помощи центробежных насосов.

Рисунок 3.4. Схема закачки концентрированного раствора ПАВ (АСС) на устье нагнетательной скважины:
автоцистерны; 2 - цейтробеждые насосы; 3 - приемо-раздаточвые гребенки; 4 - линии высокого давления; 5 - обратные клапаны; 6 - манометры; 7- блок манифольдов IБM-700; 8 - клапан; 9 - задвижка; 10 - обвязка устья: 11 - скважина; 12 - водовод; 13 - линия от водовода; 14-линии для прокачки агрегатов «на себя»
При опрессовке высоконапорных линий задвижка 9 и краны блока манифольдов IBM-700 открываются, а центральная устьевая задвижка на скважине закрывается (см. рис. 3.3). Вода при этом подается на прием агрегатов из водовода или автоцистерны. Давление опрессовки контролируется манометрами. Перед закачкой реагентов в скважину определяется приемистость скважины по воде. Для этого задвижка блока закрывается, а центральная устьевая задвижка скважины открывается; нагнетание воды агрегатом проводится, по возможности, на различных режимах. После исследования приемистости скважины переходят к основному процессу, на первом этапе которого в скважину подается только пенореагент из цистерн при помощи агрегатов. На следующем этапе в скважину закачивается расчетное количество смеси исходных реагентов, а затем снова создается буферный слой из 1—2 м3 пенореагента. Полученная таким образом трехслойная оторочка под высоким давлением проталкивается в удаленную от скважины часть пласта при помощи агрегатов. Количество воды, закачиваемой под высоким давлением, находится из расчета 20 м3 на 1м работающей мощности пласта. На заключительной стадии скважина подключается к кустовой насосной станции системы ППД нефтяного промысла.
Надо заметить, что описанный порядок и методика закачки алкилсульфатной смеси является отражением одного из вариантов технологии метода. Оптимальный вариант технологии можно установить после проведения необходимого количества промысловых исследований. Например, при использовании метода циклической или перемежающейся закачки ПАВ, который заключается в многократном чередовании циклов закачки концентрированного раствора ПАВ и воды, оптимальной может быть технология, предусматривающая наличие на объекте закачки (скважина или КНС) определенного полустационарного парка емкостей для химреагентов, либо складирование поступающих в мелкой таре ПАВ.
3.2 Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических продуктов. Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, промытые водой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть закачаны и в добывающие скважины для образования барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды. Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачиваемых водных растворов гелеобразующих реагентов на единицу толщины пласта, а также технологии их нагнетания. Объемы растворов и технологии их закачки необходимо выбирать на основе тщательного изучения характера неоднородности пластов, их гидродинамической связи и степени промывки отдельных прослоев, и т. д. В России и за рубежом уже применялись или находятся на стадии промышленных испытаний множество технологий увеличения нефтеотдачи пластов, основанных на использовании гелеобразующих составов. Первые результаты этих экспериментов показывают перспективность применения гелеобразующих систем на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с целью улучшения выработки остаточных запасов нефти.
В связи с этим рассмотрим некоторые положения теории гелеобразования при взаимодействии химических реагентов, представляющих интерес с точки зрения возможности использования их в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов.
Механизм гелеобразования заключается в следующем. В призабойную зону пласта закачивают водные растворы композиций гелеобразующих химических продуктов и реагентов, которые в течение некоторого времени формируют в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, селективно образующуюся в объеме, занятом водой. Процесс образования тампонирующей массы в ПЗП протекает при наличии двух компонентов: основного компонента (водоизолирующий химический продукт) и вспомогательного реагента.
Говоря о механизме гелеобразования, следует уточнить само понятие гелей. Гели происходят от латинского слова gelo (застываю). Это, как правило, системы с жидкой или газообразной дисперсной средой и образуемой частицами дисперсной фазы пространственной структурой (сеткой). Такая сетка придает гелям механические свойства твердых тел. Типичные гели обладают пластичностью, некоторой эластичностью и также тиксотропными свойствами, т. е. способностью обратимо во времени восстанавливать свою пространственную структуру после ее механического разрушения.
Гели образуются из золей при их коагуляции в случаях развития пространственной сетки в результате молекулярного сцепления частиц дисперсной фазы. В предельном случае гели образуются в результате коагуляции золей без расслоения, с отверждением первоначально жидкой системы в целом (гелеобразование, как развитие коагуляционной структуры). Гели возникают в результате весьма рыхлой коагуляции по относительно малому числу коагуляционных центров на поверхности частиц дисперсной фазы, например, по углам и ребрам частиц вытянутой формы, особенно склонных к гелеобразованию. При этом остальная часть поверхности частиц стабилизирована сольватными слоями среды. Именно поэтому типичные гели образуются уже при очень малом содержании дисперсной фазы. При коагуляции лиофобных золей образуются осадки агрегатов частиц. В случае более лиофильных дисперсных фаз возникают студенистые осадки (коагели). Если золь или коллоидная суспензия являются достаточно лиофильными, то образуется типичный гель, называемый лиогелем, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, и вся дисперсионная жидкая среда удерживается механически в ячейках коагуляционной структуры. Частицы дисперсной фазы в гелях, как и в золях, могут быть кристалликами ультрамикроскопических или микроскопических размеров. В последнем случае гели, образуемые, например, в суспензиях, называются псевдогелями. Переход золь — гель не является фазовым превращением, при этом не происходит разделение фаз с появлением осадка, он не сопровождается заметным тепловым эффектом, так как сцепление частиц при образовании гелей происходит по весьма малым участкам поверхности и даже на этих участках уменьшение поверхностей энергии мало. Частицы слабо связываются через остаточные тонкие прослойки жидкой среды, что и является причиной тиксотропии, пластичности и сравнительно малой прочности структуры геля. Количество дисперсионной среды, прочно связанной поверхностью частиц дисперсной фазы, практически не изменяется при переходе золь — гель, и вся жидкость, т. е. отвержденная в структуре геля, является свободной и удерживается механически в ячейках коагуляционной структуры.
Силы, связывающие частицы дисперсной фазы в структуре гелей при достаточной рыхлости структуры, ее малой прочности, могут вызывать постепенное уплотнение геля, что приводит к выделению жидкости из геля, уменьшающегося в объеме. Этот процесс и выражается в так называемом «старении» геля — длительном изменении его свойств со временем.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах.
В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков СaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2 или гелеобразных систем.
Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4—10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5—2 раза. Замечено, что гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие (менее 102 МПа) и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и вытесняется.
Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20—25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности.
Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200 "С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. Хлористый барий при этом дает мелкодисперсный, нестабильный во времени осадок.
С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70—80 °С исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью. Из исследованных полимеров — ПАА, гипана, демана ВПК-402 наибольшей эффективностью и флокулирующими свойствами обладают незначительные добавки ПАА (0,03%) к закачиваемым растворам, которые уменьшают подвижность осадков и нагнетаемой воды.
В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реагентов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в предварительных исследованиях способность к образованию объемных агрегативно устойчивых осадков.
Отмечается значительное снижение фазовой проницаемости пород по воде (в 32 раза), причем при последующей фильтрации воды за оторочками таких осадкообразующих реагентов сохраняется низкая фазовая проницаемость. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщенности за счет выравнивания микронеоднородности. Такое изменение фазовой проницаемости связано с образованием «сшитых» термостабильных объемных структурированных осадков молекул силиката и полимера через щелочно-земельный катион соли.
Существенное влияние на степень понижения проницаемости пород оказывают объем и концентрация оторочки силикатно-полимерных растворов.
Для пластов Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью и температурой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками (ИХН г.Томск) экспериментально обоснован и внедрен технологический процесс применения неорганических гелей для увеличения нефтеотдачи пластов. Метод основан на способности системы соль алюминия – карбамид – вода непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО2. В методе реализован известный принцип возникающих реагентов (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразную систему. При температуре выше 70 °С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора мгновенно образуется гель.
При реализации рассматриваемого метода используются гелеобразующие композиции ГАЛКА, представляющие собой маловязкие растворы с рН = 2,5-3, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры. Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать набухаемость глин. В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с образованием аммиака и CO2, что ведет к повышению рН раствора. При рН =3,8-4,2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкообразном возрастании рН и динамического напряжения сдвига гелеобразующего раствора.
Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компонентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия без карбамида гелей не образуют. При изменении температуры на каждые 10 °С время гелеобразования изменяется в 3,5 раза. Энергия активации гидролиза карбамида в гелеобразующем растворе равна 115 кДж/моль, при отсутствии соли алюминия достигает 134 кДж/моль, что указывает на катализ кислотой, образующейся в результате гидролиза соли алюминия. Другими словами, кинетика гелеобразования в системе соли алюминия — карбамид – вода определяется гидролизом карбамида, который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеобразования гидрооксида алюминия.
Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей. Установлено, что гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры.
Исследовано влияние геля гидроксида алюминия на фильтрацию пластовых флюидов, выполненных на линейных и насыпных моделях пласта из природных кернов месторождений Западной Сибири. В результате образования геля проницаемость породы для воды снижается в 2-70 раз. Статическое напряжение сдвига для геля гидроксида алюминия в моделях пласта зависит от концентрации гелеобразующего раствора и равно 3-8 МПа.
В 1990-1992 гг. проведены их опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири. Объем закачки композиций составил около 3 тыс. т. В 1991 г. в ПО «Лангепаснефть» технология сдана Ведомственной Комиссии (ВК) и рекомендована для промышленного внедрения. В ПО «Нижневартовскнефтегаз» технология выдержала приемочные испытания и сдана в ВК в 1992 г. В ходе промышленного внедрения отмечено, что добывающие скважины реагируют стабилизацией или снижением обводненности на 10—50%, увеличением дебита нефти. Дополнительная добыча нефти составляет 40—60 т на 1 т закачанных композиций.
3.3 Вытеснение нефти растворами поверхностно-активных веществ
В табл.3.1 приведены результаты исследований по вытеснению нефти с выраженными аномалиями вязкости водой и водными растворами ПАВ.
Коэффициенты вытеснения нефтей, которые предварительно были продолжительное время в контакте с растворами НПАВ, оказались выше на 7—11%, чем у нефти, не содержащей ПАВ (см. табл.6).
Таблица 6. Влияние ПАВ на вытеснение аномальных нефтей из образцов естественных песчаников (время контакта нефти с раствором ПАВ 20 сут)
Таблица 3.1 - Результаты исследований по вытеснению нефти
Номер опыта Вытесняемый агент Вязкость нефти, мПа с Проницаемость модели пласта, мкм2 Вытесняющий агент Коэффициент вытеснения Прирость коэффициента вытеснения
1
2
3
4
5
6
7
8 Нефть
Нефть
Нефть
Нефть
Нефть
Нефть после контакта с 0,05% раст вором
ОП-10
Нефть после контакта с 0,1% раст вором Неоола 2В1317-12
Нефть после контакта с 0,05% раст вором АФ9-12 62,7
59,0
59,0
59,0
59,0
62,7
62,7
59,0
0,227
0,337
0,345
0,338
0,337
0,241
0,230
0,337
Вода
Вода
Раствор ОП-10 0,05%
Раствор Неонола 0,05%
Раствор TRS-10 0,05%
Вода
Вода
Вода
0,41
0,42
0,46
0,46
0,59
0,52
0,59
0,58
-
-
0,04
0,04
0,17
0,11
0,18
0,16

Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.
Возможность эффективного применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов связывают в настоящее время, как в стране, так и за рубежом, с созданием на их основе композиций с необходимым комплексом свойств, подбираемым к конкретным геолого-физическим условиям месторождений.
Ограничимся перечислением направлений поиска сегодняшнего дня:
- сочетание водорастворимых ПАВ в составах с щелочами, щелочными буферными компонентами типа ИХП, кислотами, осадкообразованиями и т. д.;
- подбор к условиям конкретных месторождений составов из двух или нескольких ПАВ с целью достижения оптимального гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ), обеспечивающего значительное понижение поверхностных и капиллярных сил в системе нефть — вода — порода и образование подвижного водо-нефтяного вала.
За рубежом интенсивно ведутся исследования по созданию высокоэффективных ПАВ. Наибольшие надежды связываются в настоящее время с созданием ПАВ, совмещающих в себе высокую поверхностную активность и высокую совместимость с пластовыми водами. Такие ПАВ содержат в составе молекулы различные функциональные группы, как например, оксиэтиленовые цепи и сульфо- или сульфонатные группы в сульфоэтоксилатах, карбоксильные в карбоксиметилатах или катионные и анионные группы в амфолитных ПАВ типа бетаинов. Варьируя длину оксиэтиленовых цепей и степень превращения исходного неионогенного продукта в анионный, можно регулировать их свойства применительно к условиям конкретных месторождений. Так, в качестве основного или вспомогательного ПАВ стали применять олигомерические ПАВ. От обычных они отличаются своей молекулярной структурой. Гидрофильную часть молекулы олигомерического ПАВ образуют несколько полярных и ионных функциональных групп, распределенных вдоль углеводородной цепи, которая сравнима по размерам или больше гидрофобной части молекулы .
Олигомерические ПАВ повышают степень солюбилизации нефти и воды, более устойчивы к солям и дивалентным ионам, снижают межфазное натяжение и адсорбцию ПАВ на породе, повышают вязкость растворов.
Правильный подбор ПАВ для условий конкретного месторождения требует проведения трудоемких лабораторных исследований. Наряду с обычным испытанием совместимости ПАВ с пластовыми и закачиваемыми водами, температуры помутнения, адсорбции, важное значение приобретают исследования поверхностной активности ПАВ, точнее, определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверхнизкого межфазного натяжения.
В результате исследований с гомологическими рядами ПАВ было установлено, что область сверхнизких натяжений существует в весьма узком диапазоне минерализации воды, состава углеводородной фазы (нефти), эквивалентного веса — для анионных ПАВ и длины оксиэтиленовой цепи — для неионо-генных ПАВ или их производных при некоторой фиксированной длине алкильного радикала [120].
В США с целью правильного выбора ПАВ разработана концепция эквивалентных алкановых углеводородных чисел (ЭАУЧ). Согласно этой концепции, разработанной, как указывается, на основании более 100 тыс. измерений, каждой нефти должно быть приписано свое ЭАУЧ, т. е. ее поведение при измерении межфазного натяжения может быть точно смоделировано чистым нормальным углеводородом, длина углеводородной цепи которого и есть ЭАУЧ для данной нефти. ЭАУЧ нефти в свою очередь рассчитывается по результатам измерения межфазного натяжения смесей данной нефти с чистыми углеводородами, для которых ЭАУЧ известно, на границе с раствором хорошо изученного ПАВ, взятого в качестве стандарта при строго заданных условиях. Таким образом, если ЭАУЧ данной нефти известно, то при подборе ПАВ можно ограничиться результатами измерений межфазного натяжения их растворов на границе с углеводородом, моделирующим нефть.
Другой методикой, представляющейся наиболее простой и не требующей предварительного определения ЭАУЧ нефтей, является методика определения минимума межфазного натяжения для данной системы нефть — пластовая вода, разработанная в Германии. Эта методика основана на использовании усовершенствованного Спиннинг Дроп Тензиометра, позволяющего быстро определить зависимость межфазного натяжения от температуры и установить температуру, при которой достигается минимальное натяжение.
Обе методики исходят из того, что при подборе ПАВ располагают гомологическим рядом образцов ПАВ, внутри которого имеется продукт, наиболее подходящий для данной системы нефть — вода.
Исследования, проведенные в институте глубокого бурения и добычи нефти Германии по вытеснению третичной нефти карбоксиметилированными оксиэтилированными спиртами, показали, что даже в условиях низкого межфазного натяжения хорошее вытеснение остаточной нефти достигается лишь при температуре выше определенного порогового значения. Эта температура была несколько ниже температуры, при которой в системе наблюдается ярко выраженный минимум межфазного натяжения. Температура, при которой наступает инверсия эмульсий, получила название «Температуры инверсии фаз» (ТИФ). Дальнейшими исследованиями, проведенными в Германии на системах сырая нефть — пластовая вода — ПАВ, показана достаточно четкая корреляция между ТИФ искусственно приготовленных эмульсий сырая нефть — пластовая вода и нефтевытесняющей способностью исследованных ПАВ. ТИФ этих эмульсий определялась по их электропроводности.
Было установлено, что необходимой предпосылкой для хороших результатов по вытеснению третичной (остаточной) нефти является условие, когда ТИФ системы на несколько градусов ниже пластовой температуры. В этом случае для получения дополнительной нефти требуется небольшой объем прокачки раствора ПАВ, и почти вся остаточная нефть вытесняется к моменту «прорыва ПАВ», т. е., когда в выходящей из пористой среды водной фазе появляется уверенно определяемая концентрация ПАВ. Вытесняемая нефть имеет характер эмульсии «вода в нефти», обладает повышенной вязкостью, с момента «прорыва НПАВ» остатки нефти вытесняются лишь в виде эмульсии типа «масло в воде», имеющей вязкость, мало отличающуюся от вязкости пластовой воды. Предполагается, что в процессе вытеснения, в пористой среде происходит растворение ПАВ в нефти, сопровождающееся инверсией фаз, в момент которой имеет место экстремально низкое межфазное натяжение, способствующее переводу остаточной нефти в подвижное состояние. Кроме того, создаются условия для выравнивания вязкости фаз, как при полимерном заводнении.
В последнее десятилетие за рубежом преобладающей является технология применения НПАВ в виде микроэмульсий, которая предусматривает получение «среднефазных» систем, способных существовать в виде самостоятельной фазы при контакте с нефтью и водой, имея в то же время достаточно низкое межфазное натяжение на границе с этими фазами. Тип эмульсии определяется видом ПАВ, с преобладанием гидрофильной части приводит к образованию эмульсий «нефть в воде», а с преобладанием гидрофобной части— «вода в нефти». Если ПАВ отличается своим значением ГЛБ, содетергент — своим гидрофобно-гидрофильным характером, то с уменьшением гидрофильности содетергента равновесие перемещается настолько, что система типа 1 (по Винзору) превращается в систему типа II (по Винзору). При образовании среднефазной микроэмульсии (типа III по Винзору) используют ПАВ и содетергент, значения ГЛБ и гидрофильности которых лежат между теми же значениями для типов 1 и III. Если это тип 1, то либо ПАВ имеет слишком высокое значение ГЛБ, либо содетергент слишком гидрофилен. Необходимо указать на то, что реальная система имеет только три переменных параметра влияния: 1 — вид ПАВ, 2 — вид содетергента, 3 — соотношение в смеси ПАВ — содетергент.
Определение стабильности эмульсий, получающихся вблизи границ средней фазы, показало, что при ГЛБ, незначительно выходящих за пределы области существования среднефазных систем, образуются стойкие микроэмульсии типа «нефть в воде».
Получив оптимальное значение ГЛБ, можно рассчитывать требуемую степень оксиэтилирования, а также скорректировать состав водной фазы (содержание электролитов и спирта) для компенсации отклонения ГЛБ ПАВ от требуемого значения. Например, добавление изопентанола смещает ГЛБ в сторону большей гидрофобности, что позволяет достичь оптимального ГЛБ при более высоких, чем это необходимо, степенях оксиэтилирования.
Более сложным является влияние на ГЛБ концентрации ПАВ. Было установлено, что в противоположность АПАВ, повышение концентрации НПАВ приводит к гидрофобизации системы и соответственно к необходимости повышения степени оксиэтилирования для достижения оптимального ГЛБ. Зависимость смещения ГЛБ от концентрации ПАВ нелинейна, наибольшее влияние изменение концентрации оказывает при небольших абсолютных значениях (менее 3%), а с повышением концентрации влияние ее на ГЛБ уменьшается.
Таким образом, для обеспечения сильного снижения межфазного натяжения и высоких параметров солюбилизации требуется исключительно точный подбор состава композиции ПАВ для условий каждого конкретного объекта.
ЛЕКЦИЯ 4 ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КИСЛОТНЫХ И ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРОВ
4.1 Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты
4.2 Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи
4.3 Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия
Исходными реагентами для получения гелеобразующей композиции являются нефелиновый концентрат (ТУ 113-12-54— 89), техническая соляная кислота (ГОСТ 3118—77) и вода пресная или закачиваемая в системе ППД. При приготовлении рабочих растворов соляной кислоты рекомендуется использовать стандартные ингибиторы коррозии, предназначенные для проведения соляно-кислотных обработок скважин.
Очевидно, что технологическая и экономическая эффективность применения гелеобразующих композиций на основе нефелина и соляной кислоты зависит от объема закачиваемого раствора на единицу толщины пласта. Увеличение объемов закачки связано с удорожанием обработки скважин, а уменьшение может не дать желаемых результатов. Поэтому следует предположить, что существует некоторое оптимальное значение удельных объемов закачки гелеобразующих растворов как для нагнетательных, так и для добывающих скважин. Определение этого важного параметра технологии процесса теоретическим путем или в лабораторных условиях не представляется возможным. Поэтому одной из важнейших задач промысловых экспериментов является оценка оптимальных объемов закачки гелеобразующих растворов в различных геолого-физических и технологических условиях. В связи с этим на первоочередных объектах объем рабочих растворов соответствующих концентраций предварительно устанавливается из расчета 5—10 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта и уточняется, исходя из заданного радиуса распространения образуемой оторочки в пласте. Приготовление раствора композиции производится в емкостях вместимостью 15—50 м3 на специализированной базе НГДУ или непосредственно у скважины.
Для приготовления и закачки в пласт композиции необходимо использовать кислотостойкие емкости и насосные агрегаты. В экспериментах использовались следующие передвижные агрегаты и технические средства: цементировочные агрегаты ЦА-320; кислотовоз; смеситель; емкость для приготовления гелеобразующей композиции.
Технологическая схема размещения агрегатов и технических средств при закачке растворов композиции на основе нефелина и соляной кислоты представлена на рис.4.1 Нефелиновый концентрат и вода подаются в емкость 4 для приготовления водного раствора нефелина. Объем воды определяется предусмотренной концентрацией соляной кислоты, необходимой для получения гелеобразующей системы.
3789045159385003
20758157429500
18954757937500117411579375003157855793750022561557937500
2797175-63500
2887345946150025266659461500
-1784359969500 1 2
7232651047750054292510477500
18224520320004239895203200028873452032000723265203200019052032000
333819511557000144462511557000135445511557000 4 6 7
5141595304800038792151206500037890453048000243649512065000
46907453556000
42398954064000225615513081000198564513081000
225615513589000
153479514097000
28873455588000279717555880002526665558800021659851460500016249655588000 5
2346325609600019856456096000
Рисунок 4.1 - Схема приготовления гелеобразующего состава на основе нефелина и соляной кислоты:
1- скважина; 2 – задвижка; 3- кислотовоз; 4- емкость; 5- агрегат ЦА-320; 6-смеситель; 7- машина с нефелином
Раствор соляной кислоты набирается в емкость 4 агрегата ЦА-320 5 и с его помощью подается одновременно с нефелином, поступающим с цементировочного агрегата 7 в смеситель 6, представляющий собой эжектор для приготовления цементных растворов. Агрегат ЦА-320 5 перемешивает раствор в емкости. Из смесителя водокислотно-нефелиновая система поступает в емкость 4, где происходит взаимодействие между нефелином и кислотой, в результате чего получается гелеобразующая композиция. Необходимое время взаимодействия нефелина и раствора соляной кислоты составляет 50—60 мин. В процессе взаимодействия реагентов должно производиться перемешивание раствора путем циркуляции его в емкости 4 с помощью агрегата 5. Готовый раствор закачивается в скважину с помощью агрегата ЦА-320 при постоянном контроле за давлением нагнетания.
Перед закачкой гелеобразующей композиции скважина проверяется на герметичность опрессовкой, производится промывка закачиваемой водой для удаления грязи из ствола скважины. Производится обвязка наземного оборудования, опрессовка его на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.
Выполняются термометрические и дебитометрические исследования, позволяющие построить профили приемистости вскрытого интервала пласта. Для предварительной очистки призабойной зоны пласта и некоторого увеличения приемистости скважины при необходимости возможна закачка в пласт 8-10 м3 3-5%-ного раствора соляной кислоты за сутки до нагнетания гелеобразующей композиции. После закачивания расчетного объема гелеобразующего раствора в скважину и продавливания его в пласт на заданную глубину водой устье нагнетательной скважины перекрывается, скважина останавливается на время, необходимое для гелеобразования в пластовых условиях. Через 3 сут скважина переводится под закачку с помощью агрегата ЦА-320, посредством чего обеспечивается постепенный переход на установившийся режим работы скважины. После выхода скважины на установившийся режим она переводится под закачку от КНС. При проведении работ в осенне-зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже 10 °С раствор соляной кислоты необходимо предварительно нагревать до 28-30 °С с помощью парового нагревателя.
Контроль за качеством и концентрацией закачиваемого в пласт раствора осуществляется путем отбора и анализа проб из емкости в процессе приготовления методом тонкослойной хроматографии.
При закачке гелеобразующих композиций в водонагнетательные скважины возможны осложнения в связи со значительным уменьшением приемистости. В связи с этим путем проведения дополнительных измерений и лабораторных экспериментов для восстановления приемистости скважины был предложен ряд реагентов: закачиваемая вода и слабый раствор соляной кислоты или слабощелочной раствор дистиллярной жидкости для промывки скважины от остатков гелеобразующей композиции. Для растворения композиции могут быть использованы слабые (0,2-0,5% по массе) растворы щелочи, применение которых в результате увеличения рН среды превращает гель поликремниевых кислот в натриевую соль кремниевой кислоты — обычное жидкое стекло. В этом случае получается более подвижная форма той же кремниевой кислоты. Если эти мероприятия не дают эффекта, может быть применен бифторид аммония. Этот реагент при контакте с гелем поликремниевых кислот дает прозрачный раствор, содержащий фтористый кремний. В результате данной обработки может быть полностью разрушен гель во всем объеме, так как образуется новое водорастворимое соединение. Для обработки требуется незначительная концентрация реагента. Таким образом, для восстановления приемистости скважин возможны следующие операции:
очистка забоя от остатков композиции методом обратной промывки водой с применением кислотных ванн 10%-ным раствором соляной кислоты с последующей двухкратной декомпрессией;
последовательное нагнетание закачиваемой воды до полного заполнения затрубного пространства и 4—5 м3 0,2—0,5% по массе раствора каустической соды (гидроокиси натрия). Выдержка на реагирование в течение 15—20 мин. Последующее вытеснение закачиваемой водой.
4.2 Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи
Для ограничения движения воды в скважины при бурении и добыче нефти широко используются осадко- и гелеобразующие композиции на основе полимеров силиката натрия, хлористого алюминия и др. Однако способы ограничения добычи воды и технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе дорогостоящих химических продуктов из-за их дефицитности и дороговизны применяются ограниченно. В связи с этим небезынтересно рассмотреть возможности применения различных отходов химических и нефтехимических производств для составления осадко- и гелеобразующих композиций .
Из литературных данных известно, что в нефтяной промышленности широкое применение нашли два осадкообразующих реагента — силикат натрия (щелочно-силикатное заводнение) и щелочи. При щелочном заводнении выпадают осадки гидроокиси магния при контакте щели с пластовой водой, содержащей ионы магния. Ограниченное применение нашла также аммиачная вода.
В то же время существует несколько десятков патентов на применение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ. В подавляющем большинстве случаев патентуется поочередная закачка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает осадок. Ниже приводятся некоторые пары осадкообразующих реагентов, которые запатентованы для использования при проведении водоизоляционных работ:
1. Ионы Mg2+, Ca2+ + CO2 MgCO3, СаСО3
2. Латекс + соли Са2+, Mg2+.
3. Рb(NО3)2+2Сl - РbС12.
4. Mg2+ + 2NaOH Mg(OH)2.
5. Fe3+ + Na 2CO 3 Fе(ОН)3.
6. Al3+ + Na 2CO3 А1(ОН)3.
7. Na 2SiO 3 + SO 2 Si(ОН) 4.
8. FeSO 4 • бН 2О + Na 3PO 4 Fe3(РО 4)2
9. Na 2SiO 3 + CO 2 Si(OH)4.10. Ca 2++2HF CaF2.В приведенном перечне в большинстве случаев предполагается, что ионы Са2+ и Mg2+ присутствуют в пластовой воде. Как видно из перечисленных пар химических реагентов, самое большое внимание уделяется силикату натрия. Остальные предложения в патентах в основном также связаны с использованием силиката натрия в некоторых других модификациях. Следует отметить, что в перечисленных парах реагентов осадок образуется тотчас же при смешении реагентов, что не позволяет надежно контролировать глубину проникновения осадкообразующих растворов в пласт, поскольку при поочередной закачке процесс смешения реагентов в пористой среде целиком зависит от малоизученных факторов. Регулированию поддаются лишь объемы и скорость закачивания растворов.
Поэтому для более надежного контроля за процессом осадкообразования разработан ряд композиций, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или только под воздействием пластовой температуры. Это позволяет смешивать реагенты до закачки и закачивать реагенты одновременно без опасности закупорки пор призабойной зоны пласта, осуществлять надежный контроль за процессом осадкообразования во время закачки. Ниже приведен ряд таких композиций:
1. Na 2SiO 3+NaHCO3 Si(OH)4.2. Раствор нафталина в горячем керосине, при остывании выпадает нафталин.
3. FеС1 3 ,А12(SO 4) 3 +карбамид Fe(ОН)3, А1(ОН)3.4. Na2 SiO3 + сложные эфиры Si(OH)4
5. Na2SiO3 + карбамид Si(OH)4(гель).
6. Si(OH)4 (золь) + F- Si(OH)4.
7. Лигносульфонат (раствор в воде) лигносульфонат (осадок).
8. Натриевые соли шламлигнина, при реакции с породой снижается рН и лигнин выпадает в осадок.
9. Na2 SiO3 + сахар Si(OH)4.

10. Na2S Na2S+3S.
Видно, что композиций с регулируемой скоростью осадкообразования не так много, выбор реагентов ограничен. Заслуживают внимания работы, в которых рекомендуется применять осадкообразующие реагенты совместно с полимерами.
Остается дискуссионным извечный вопрос: можно ли из отходов нефтехимических и химических производств создать эффективную технологию оптимизации извлечения остаточной нефти из неоднородной пористой среды? В этой области исследования, как и во многих других, ведутся методом «проб и ошибок В области применения ПАВ для нефтеотдачи показано, что для этих целей нужны химические продукты высочайшего действия — на уровне преодоления энергий межмолекулярных связей.
4.3 Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия
Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.
Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:
обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
инициирования других методов воздействия на призабойную
К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН3СООН, сульфаминовую NH2SO 3H, серную Н2 SO4, глинокислоту (HCI+HF) и т. п.
Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и другие), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Вместе с тем соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов специальными присадками.
Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе, коррозионной активности; эмульгирующего свойства, способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой и величины пластового давления.С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее повышается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующее свойство, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Оптимальная вцентрация соляной кислоты принимается равной 10—16%.
Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:
37045901905000СаСОз + 2НС1 == СаСl2 +H2O + CO2
СaCO3 +2СH3CООН=Са(СНзСОО)2+Н 2О+СО2 с известняками
СaCO3 +2NH2SО3Н=Са(NН 2SО3)2+Н 2О+СО2
58089802667000CaMg (CO3)2 + 4НС1=CaCI2+MgCI2 + 2H2O + 2CO2
CaMg (СO3)2 + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО)2 + Са(СНзСОО)2 + 2H2O + 2CO2
CaMg (СO3)2 + 4NН2SО3Н =Ca (NН2SО3)2 + Mg(NН2SО3)2 + 2H2O + 2CO2
с доломитами
Химический состав породы определяюще влияет на выбор реагента и его компонентов.
Сульфат и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в %) соответственно:
Поваренная соль 6 –7
Хлористый кальций 5 – 10
Сульфат калия или магния 3 – 4
В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см3, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.
Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6-10% азотнокислого калия.
При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3—5% и 2—3%.
На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот.
Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:
SiO2 + 4YF = SiF4 +2H2O;
H4Al2Si2O3 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O.
Реакция с кварцем протекает медленно. Наиболее бурно реагирует плавиковая кислота с алюмосиликатами (например, каолином и другими). К объектам воздействия плавиковой кислоты относятся цементирующие силикатные разности — аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.
Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кислоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота здесь обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не реагирует с соединениями кремния.
Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т.е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3—5% HF и 8—10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3—0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта.
При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов сначала проводят солянокислотную обработку призабойной гзоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2—4% выше, чем в смеси с плавиковой.
Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважии реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что .повышает охват пластов обработкой по его простиранию.
Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым: сроком стабильности, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду — нефть или нефтепродукты.Они обволакивают капли кислоты и предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта. Их проникающая способность определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается, в основном, трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Такие эмульсии имеют следующий состав: 50—70 % кислотного раствора и 30—50 % нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки — эмульгаторы и деэмульгаторы и другие ПАВ, регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.
Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя используют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г/см3 и выше. Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.
Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как ее молекулы, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок к сильным кислотам используют органические кислоты — уксусную и лимонную. Скорость нейтрализации составов замедляется в 4,5 раза при добавке 3—5% уксусной кислоты или 2—3% лимонной.
Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты, так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидат — продукт жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.
При температурах 115—165°С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту (25—35% НС1), ингибированную реагентом В-2. Снижение скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты объясняется уменьшением диссоциации при содержании хлористого водорода более 22%.
Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей. В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы. Применение этих реагентов повышает охват пласта по простиранию и по толщине, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.
Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60—85°С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.
Кислота, загущенная 0,3—0,5% карбоксилметилцеллюлозой (КМЦ), имеет вязкость до 20 мПа.с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ, адсорбируясь на породе, уменьшает площадь контакта кислоты с породой, а также снижает скорость ее нейтрализации. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата пласта по толщине. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60°С.
В пористых коллекторах низкой проницаемости и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью лучше использовать кислотные составы повышенной проникающей способности, к которым относят газированные кислоты и кислоту улучшенной фильтруемости. Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозо-ли, при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте — жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностнoe натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из-за противодействия капиллярных сил. Газовой фазой в газированных кислотах служат воздух, азот и углекислый газ. Применение азота снижает коррозионную активность и взрывобезопасность, а углекислого газа повышает растворящую способность системы.
Кислоты, используемые для освоения скважин и повышения их производительности, представляют по отношению к металлу коррозионно-активные среды. При 20°С и концентрации кислот 10% скорость коррозии стали марки Ст. 3 в них составляет (г/(м2-ч)):
Соляная кислота 7,0
Уксусная кислота . 2,97
Сульфаминовая кислота 2,18
Глинокислота (10% HCI+5%HF) 43,1
С увеличением концентрации кислоты и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислоты ингибиторами служат формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. К реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии, предъявляют следующие требования:
эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;
растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на его фильтрации;
после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);
ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.
Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.
Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.
Под внутрипластовой кислотной обработкой понимается воздействие кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону.
Потребный объем кислотного состава (в м3) для внутрипластовой обработки

где h — толщина обрабатываемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли ед.; — радиус (глубина) обработки, м; — радиус скважины, м.Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой обработки заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составом поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров и ПАВ, а для добывающих скважин — дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м3 кислотного состава и 1,5—2 м 3 специальной жидкости при трех циклах.
Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кислотном воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефте-растворимые зернистые и вязкоупругие материалы. В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздействия в добывающих скважинах применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум — 100—180°С; полимер бензинового потока— 100—120°С; полимер промрастворного потока — 100—130°С; полиэтилен низкого давления — 120—150°С; полипропилен — 150—1800 С.
В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих материалов типа полиолефинов применяют нефть, а для .транспортировки высокоокисленного битума — 3%-ный водный раствор сульфитспиртовой барды.
Содержание полимеров в 1 м3 жидкости-носителе составляет 150—250 кг, а высоковязких высокоокисленных битумов — 100— 130 кг. Количество излирующего материала принимается из расчета 10—20 кг на 1 м изолируемой толщины пласта.
Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целы увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем (в м3) кислотного состава-или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве

где Тнр — продолжительность нейтрализации раствора, мин;
qзак — темп закачки реагента, м3/мин;
Tсэ— стабильности эмульсии, мин.
Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.
Потребный объем (в м3) кислотного состава при кислотно-гидромониторном воздействии
Vксг=Тqнn,
где Т — продолжительность кислотно-гидромониторного воздействия, мин;
qн— расход через насадку, м3/мин;
п — число одновременно работающих насадок.
Давление закачки составов при кислотном воздействии определяется самим методом и его технологической схемой, прочностной характеристикой эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.
При кислотном воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать 'нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).
Давление закачки реагента ограничивается допустимым рабочим давлением для спущенной эксплуатационной колонны. Когда давление закачки реагента превышает допустимое для эксплуатационной колонны (с учетом коэффициента запаса прочности и износа колонны), обработку осуществляют посредством изоляции интервала воздействия пакером, который устанавливают на 2— 5 м Bbilue верхних отверстий перфорации. Кроме того, давление закачки реагента при кислотном воздействии не должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом. В связи с этим перепад давления при закач.ке не должен быть выше 2 МПа на 1 м толщины цементной перемычки между обрабатываемым и близлежащим интервалами.
Темп закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной глубины пласта по простиранию должен сохранить свою активность. Минимальный темп закачки реагента (в л/с) в пласт
Qmin=V/Tнр
где V — планируемый для обработки объем реагента, л;
Тнр— продолжительность нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.
Потребный объем товарной кислоты (в л) на приготовление 1 м3 кислотного состава заданной концентрации
VT=10aзз/А,
где аз — заданная концентрация кислоты в составе, %; з— лотность раствора кислоты заданной концентрации , г/см3;
А— концентрация товарной кислоты, кг/л.
Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную бработку призабойной зоны, при которой структура перового ространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.
На практике применяются две технологические схемы термокислотной обработки. При одной из них (внутрискважинной) в интервал обработки на насосно-компреосорных трубах спускается специальное устройство, выполненное по типу контейнера, который заполняется магнием или его сплавами в виде стержней, стружки или гранул. Обычно используются контейнеры диаметром 75—100 мм, вмещающие от 40 до 100 кг магния.
При обработке скважины по насосно-компрессорным трубам в центральную перфорированную трубу контейнера подается раствор соляной кислоты 12—1515%-ной концентрации с расходом 2— 6 л/с в объемах от 70 до 100 л на 1кг массы магния. Через отверстия в центральной трубе кислота попадает в камеру с магнием, взаимодействуя с которым, нагревается и через отверстия внешнего кожуха задавливается в пласт. При указанных параметрах закачки кислоты ее остаточная кислотность после реакции с магнием составит 8—12%.
Предпочтительные области применения внутрйскважйнных гермокислотных обработок — залежи нефти с пластовыми температурами до 50° С, содержащие парафинистые и смолистые нефти. Область применения внутрискважинных термокислотных обработок ограничивается также высокой коррозионной активностью горячей кислоты, а поэтому они предпочтительны в скважинах, забой которых не обсажен трубами.
Вторая технологическая схема (внутрипластовая) термокислотной обработки предусматривает ввод гранулированного магния в трещины гидроразрыва, предварительно создаваемые в пласте. Гранулированный магний попадает в трещины гидрораэрыва вместе с песком, которым закрепляются образованные трещины.В песок равномерно дозируется 200-250 кг гранулированного магния, а после того как трещина заполнена смесью песка и магния, закачивают раствор соляной кислоты 12—15 %-ной концентрации. В результате этой обработки структура поровых каналов в пласте изменяется вследствие как растворения горячей соляной кислотой карбонатных разностей в породе, так и создания в породе трещин гидроразрыва. Выделившееся тепло растворяет парафиносмолистые фракции нефти и снижает ее вязкость.
ЛЕКЦИЯ 5. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ОТОРОЧКОЙ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА
5.1Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода
5.2 Расчет необходимого размера оторочки двуокиси углерода при поршневом вытеснении нефти из прямолинейного пласта
Двуокись углерода СО2 (углекислый газ) хорошо смешивается с нефтью. Источниками СО2 являются природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы энергетических и металлургических установок.
Двуокись углерода при атмосферном давлении 105 Па и температуре 273,2К находится в газообразном состоянии, имея вязкость и плотность кг/м3. Критическое давление СО2 равна 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Это довольно низкая температура для обычных условий нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500 - 2000 м с температурой 310 - 350 К при давлении около 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры понижается (рисунок 13.1).

Рисунок 5.1 – Кривые зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при температурах: 1 – при Т=303,2 К; 2 – при Т=333,2 К
При смешивании СО2 с углеводородной частью нефти смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов и могут выпасть в осадок. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.
В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется слабо, однако способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250 – 300 м3 СО2 (замеренного при стандартных условиях). По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Двуокись углерода растворяется в воде примерно в 10 раз меньшем количестве чем в нефти.
Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр.

Рисунок 5.2 – Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой: 1 – вода; 2 – тяжелый остаток; 3 – область смешения СО2 и воды; 4 - распределение концентрации СО2 в воде; 5 – оторочка СО2; 6 – распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка); 7 – область смешения СО2 и нефти; 8 – нефть;
9 – связанная вода
5.2 Расчет необходимого размера оторочки двуокиси углерода при поршневом вытеснении нефти из прямолинейного пласта
Рассмотрим наиболее эффективную модель вытеснения нефти из пласта, в которой двуокись углерода нагнетают в пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой. В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО2 с нефтью длиной . Однако в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Размер области смешения нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии:
, (5.1)
и расчет ее длины Λ1=2λ1 производят по известной формуле:
(5.2)
Важнейшей целью расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, является определение необходимого размера оторочки. При этом нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов  – растворение в нефти. Второй фактор заключается в растворении СО2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО2. Вязкость двуокиси углерода, меньше вязкости воды. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО2 в более вязкую нефть в области смешения СО2 и нефти, на контакте вода и СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Поэтому примем, что на контакте воды с СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия направленная против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.
На границе х = хв ( рисунок 13.2) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения  х = хв - λ2 удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.
При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем подвижную координату , a для расчета области смешения воды и СО2 используем подвижную координату . Здесь есть скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, a есть скорость движения координаты х = хв.
Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде:
(5.3)
где - концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.
Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид:
(5.4)
Имеем:
(5.5)
Подставляя последние выражения производных в уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду, и, интегрируя левую и правую части этого уравнения от λ2 до 0 по ξ2, получим:
(5.6)
Суммарный объем Vyв двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится выражением:

где s — водонасыщенность в обводненной области пласта.
ЛЕКЦИЯ 6 ПРИМЕНЕНИЕ БИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Идея применения полимеров для повышения нефтеотдачи на месторождениях, разрабатываемых в режиме заводнения не нова. Несмотря на достаточно высокую технологическую эффективность этого процесса в последние годы отмечалась тенденция снижения объемов работ по полимерному заводнению. Год назад в этой же аудитории мы анализировали причины сокращения объемов работ по полимерному заводнению. В первую очередь - это высокая цена полимеров и ресурсные ограничения. Проводившиеся с 1988 года работы по импортозамещению полимеров для Российской нефтяной промышленности увенчались успехом. Создан и прошел промысловую апробацию отечественный биополимер - Продукт БП-92.
Отрицательное влияние неоднородности на эффективность заводнения пласта существенно усиливается по мере разработки месторождения. По мере замещения нефти фильтрационное сопротивление будет уменьшаться, а расход воды возрастать. Поэтому без применения соответствующих технологий, создающих для воды повышенное сопротивление, даже при наличии в пласте достаточного количества нефти, вновь пробуренные скважины вполне могут иметь очень высокое обводнение.
Предлагаемая технология как раз и предназначена для воздействия на объектах с сильно выраженной неоднородностью, как по толщине, так и по простиранию, со средней проницаемостью более 0,10 - 0,20 мкм^ и с температурами до 130° С.
Известно, что большинство нефтяных месторождений в России характеризуются низкими значениями конечной нефтеотдачи, что обусловлено различием коллекторских свойств нефтесодержащих пластов, неоднородностью по проницаемости различных пропластков, различием пластовых температур, минерализации пластовой воды, реологических характеристик нефти, нефтенасыщенности пласта и т.п.. Одним из способов увеличения нефтеотдачи в этом случае является оптимизация параметров нефтевытесняющего агента (закачиваемой в пласт жидкости), а именно: изменение его реологических свойств. Оптимальными могут считаться составы, вязкость которых в обычных условиях (на поверхности и в процессе закачки) имеет низкие значения, они хорошо фильтруются в пористой среде. В пластовых условиях реологические свойства композиции должны измениться, вязкость должна увеличиться многократно. Второе существенное требование - селективность. Для достижения значительных результатов по изменению профилей приемистости необходимо обеспечить проникновение композиции только (по крайней мере, преимущественное проникновение) в высокопроницаемые, высокообводненные пропластки.
Важно, чтобы закачиваемая в пласт композиция не ухудшала фильтрационных характеристик низкопроницаемой нефтенасыщенной зоны пласта. В обеспечение указанных требований, применительно к условиям месторождений Западной Сибири разработаны четыре базовых состава на основе биополимера ПРОДУКТ БП-92.
Таблица 6.1 – Критерии применимости полимерного заводнения
Состав/арактеристика коллектора Т-ра Проница- Трещино- Степень
выше ниже емость, ватость выработки
Мкм2 Состав на основе БП-92 и + - Не менее Допустима Любая, макс.
модифицированного картофельного 0,010 -i- эффективн.
крахмала (патент №2073789) на начальной
стадии
Состав на основе БП-92 и хромкалиевых - + Не менее Допустима квасцов (патент № 2128283) 0,010 + Состав на основе БП-92 и бентонита + + Более Желательна Более 70%
(патент № 2128283) 0,050 + Состав на основе БП-92 и отходов + + Более + При резком
слоистого пластика - «сломель М» (патент 0,050 заколонные обводнении
№ 2128284) перетоки (кинжальные
прорывы)
Используемые композиции на основе ПРОДУКТА БП-92 защищены патентами РФ.
Отработан технологический прием, обеспечивающий необходимую селективность.
Этот прием основан на зависимости изменения профиля приемистости от давления. Обычно, при уменьшении закачки снижение приемистости происходит неравномерно. Приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшается сильнее, чем высокопроницаемых. При пониженном давлении закачки (на десятки атмосфер ниже устьевого давления при нагнетании в пласт жидкости) низкопроницаемые (нефтенасыщенные) пропластки перестают принимать закачиваемую воду. Для того, чтобы закачиваемая биополимерная композиция попала преимущественно в промытую водонасыщенную зону закачка композиции в пласт производится при давлении на 5-10 атмосфер ниже давления в линии ППД.
К настоящему времени биополимерные технологии прошли промысловую апробацию:
-обработка призабойной зоны добывающих скважин биополимерными составами с целью ограничения водопритока проводилась на месторождениях Украины (терригенные коллектора НГДУ "Черниговнефтегаз"), ПО Татнефть, и НГДУ "Кинельнефть" (карбонатные трещиноватые коллектора), а также на некоторых других месторождениях. Снижение обводненности в этих экспериментах достигало в отдельных случаях 40% (в зависимости от предыстории и начальной обводненности), суточный прирост добычи нефти в среднем 4-5 тонн (в отдельных случаях до 20 тонн - в зависимости от дебита по жидкости и начальной обводненности).
В Татарии дополнительная добыча нефти на одну скв.операцию, в среднем составляет 530 тонн (или около 300 тонн нефти на тонну товарной формы биополимера),
-закачка биополимерных композиций через нагнетательные скважины с целью изменения профиля приемистости и увеличения охвата заводнением (регулирование фильтрационных потоков) проводилось на ряде месторождений Западной Сибири:
Талинское месторождение ("КОНДПЕТРОЛЕУМ"),
Поточное, Покачевское и Нантеганское месторождения ("ЛАНГЕПАСНЕФТЕГАЗ"),
Тарасовское и Барсуковское месторождения ("ПУРНЕФТЕГАЗ"),
Ершовое и Самотлорское месторождения («НИЖНЕВАРТОВСК-НЕФТЕГАЗ»),
Западно-Ноябрьское месторождение («НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»).
Наиболее полно апробация биополимерных технологий проводилась на месторождениях «МЕГИОННЕФТЕГАЗ'а». Работы выполнялись на Покамасовском месторождении (пласт Ю1) Северо-Покурском месторождении (пласты Б6 и Б8), Аганском месторождении (Б8 и Б9), Южно-Аганском месторождении (Б9), Ватинском месторождении (A1-2 и Б8), Мегионском месторождении (А1-2 и Б8), Мыхпайском месторождении (A1). При закачке биополимерных композиций в нагнетательные скважины на опытном участке через один - три месяца после закачки наблюдается прогрессирующее снижение обводненности и прирост добычи нефти. Дополнительная добыча от проведенных обработок во многих случаях превышает 500 тонн нефти на 1 тонну товарной формы биополимера ПРОДУКТ БП-92.
Различия в удельной эффективности на различных объектах связаны как с субъективными причинами (неточность определения необходимого объема закачки, вариации состава композиций и т.п. - естественна при ограниченности информации о геолого-промысловых особенностях объекта), так и с объективными (степень выработанности залежи, начальная неФтенасышенность. степень неоднородности коллектора и проч.).
После обработки, в течение 2-3 месяцев имеет место увеличение средних дебитов, максимальная амплитуда эффекта достигает 100%, в дальнейшем происходит постепенное уменьшение эффекта. На рисунках 10, 11 представлены результаты изменения уровней добычи после биополимерных обработок на опытных участках перечисленных месторождений в 1998 году. Несмотря на отмеченные различия геологического строения, степени выработанности запасов и предыстории разработки, средний (в течение года) прирост добычи после закачки биополимерных композиций составляет 15-20% по отношению к базовому уровню добычи.
Аналогичные результаты, полученные в 1999 году на Ершовом месторождении (пласт ЮB1) и опытных участках Самотлорского месторождения (пласты БВ8 и БВ10), представлены в таблицах.
Особого внимания заслуживают результаты, полученные на Ершовом месторождении в 1997 и 1999 годах. Отличительная особенность этого промыслового эксперимента заключалась в одновременном воздействии, практически, на весь пласт. Закачка полимерной композиции в пласт осуществлялось по высоконапорным водоводам линии ППД с использованием центробежных насосов КНС, что позволило за короткий срок обработать около 60 нагнетательных скважин и охватить воздействием значительную часть месторождения. Есть основания считать, что такая технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин, так как обеспечивает саморегулируемое поступление изолирующего состава в пласт через систему ППД. Это достигается тем, что количество биополимерной композиции попадающей в пласт из линии ППД через конкретную нагнетательную скважину, очевидно, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество тампонирующего материала, чем в нефтенасыщенные и малодренируемые зоны. Кроме того, имеются чисто технологические преимущества. Обработка через КНС принципиально уменьшает потребность в технике и персонале для проведения работ (цементировочные агрегаты, автоцистерны и т.д.), сокращает время обработки и снижает стоимость всего процесса.
Уместно отметить, что закачка через КНС возможна при использовании ограниченного количества составов, не образующих гелеобразной структуры непосредственно при смешении компонентов, с одной стороны, и не подверженных сдвиговой деградации, с другой. Указанным требованиям отвечают составы на основе Продукта БП-92.
Эффективность проведенных в 1997 году биополимерных обработок оценивалась специалистами отдела ПНП ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и составила более 100 тыс.тонн. Существенно, что продолжительность положительного воздействия по их оценке превысила 1,5 года. На рисунке графически представлены данные о добыче нефти до 1996 года, включительно, и проведена компьютерная экстраполяция кривой падения добычи на 1997-2000г.г. Закачка биополимерной композиции изменила динамику добычи нефти. В 1997 не только не произошло ожидаемого снижения добычи нефти, но и впервые после 1989 г. отмечен рост количества извлекаемой нефти. Положительное воздействие биополимерной обработки, судя по отклонению данных о фактической добыче от расчетной кривой, продолжилось и в 1998 году. Что касается обводненности добываемой продукции, то впервые наблюдалось ее некоторое снижение. Применение полимерных композиций позволяет подключать к заводнению неохваченные ранее участки пласта. На ранних стадиях разработки при опережающем обводнении продукции за счет кинжальных прорывов нагнетаемой в пласт воды по высокопроницаемым пропласткам эффективность применения биополимерных композиций может оказаться более высокой (до 100% прироста добычи). На ранних стадиях разработки нефтяного месторождения эффект от биополимерного воздействия выражается в абсолютном приросте добычи нефти. Однако, по мере выработки запасов эффект может проявляться в снижении темпов падения добычи нефти. В этом случае необходимо учитывать естественное падение добычи. Таким образом, использование биополимерных композиций на поздней стадии выработки запасов позволяет существенно замедлить темп падения добычи, существенно продлить срок разработки и повысить нефтеотдачу пластов.
Как известно, мировая и отечественная практика разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения свидетельствует о том, что все многообразие факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, сводится к двум параметрам:
- темп выработки запасов,
- удлинение сроков безводной (или маловодной) добычи. В этой связи особого внимания заслуживает такой аспект применения биополимерных технологий как продление безводного периода эксплуатации нефтяных скважин. Расчеты показывают, что превентивная закачка загущаещего состава должна препятствовать развитию кинжальных прорывов воды. В настоящее время на Покамасовском месторождении проводится эксперимент, целью которого является продление безводного периода эксплуатации. Для эксперимента выделен литологически обособленный участок месторождения на островной части. На протяжении четырех лет на участке введено в эксплуатацию около 40 нефтяных скважин. Добыча нефти без поддержания пластового давления привела к тому, что пластовое давление снизилось по отношению к первоначальному почти на 100 атм Это, естественно, привело к снижению дебитов. Как показывает опыт разработки на соседних участках этого месторождения, обводнение добывающих скважин наступает в течение 6-8 месяцев после начала закачки воды. На островном участке, с учетом того, что пластовое давление значительно снижено правомерно было бы ожидать более раннего обводнения. Однако, в июне 1999 года в 4 нагнетательные скважины, практически, одновременно с включение закачки воды в закачиваемую воду через дозирующий насос начата подача биогюлимерногс раствора.
К настоящему времени (прошло 8 месяцев) увеличение обводненности не фиксируется.
Необходимо отметить, что обсуждавшиеся выше результаты получены при закачке в пласт очень небольших объемов водоизолирующих составов, составляющих миллионные доли порового объема, однако сопоставимых с объемом «суперколлекторов», о существовании которых говорилось в первой части доклада. Естественно, что эффект от таких работ начинается в первые месяцы после проведения обработки, но, несмотря на значительный прирост добычи (десятки и сотни тысяч тонн дополнительной добычи на опытном участке в течение 1-1,5 года) увеличение конечной нефтеотдачи при этом составляет доли процента (в лучшем случае до 1,5%).
Стратегическая задача - увеличение КИН на 5-10%. Возможность получения такого результата за счет полимерного заводнения обсуждалась ранее в работах ВНИИ, ГипроВостокНефть, ИГИРГИ и др. Промысловые эксперименты, проведенные в Союзе и за рубежом в 70-е годы, подтвердили обоснованность концепции полимерного заводнения. Вместе с тем, в 80-е годы наметилась тенденция сокращения работ по полимерному заводнению. Основная причина -высокая стоимость использовавшегося полимера - полиакриламида. В отличие от работ по ограничению водопритока путем закачки малых объемов реагентов, когда эффект от обработки наблюдается уже в первые месяцы после обработки, создание высокообъемной оторочки (до 30% порового объема) - процесс, занимающий несколько лет, а эффект от полимерного заводнения (увеличение КИН) реализуется за все время дораэработки месторождения, т.е. десятки лет. Кроме того, имеют место существенные ограничения технологического характера при использовании полиакриламида на «горячих» пластах Западной Сибири.
Ситуация изменилась в последние годы в связи с тем, что в России налажено производство биополимера ПРОДУКТ БП-92. Прежде всего, доказана возможность применения нового биополимера и композиций на его основе в процессах нефтедобычи на объектах с достаточно широким спектром геолого-физических условий. Отличательная особенность растворов этого биополимера - устойчивость к сдвиговой деградации (возможность прохождения через центробежные насосы без ухудшения реологических свойств) и термостабильность композиций (до 130°). Второе существенное свойство растворов биополимера - влияние не только на коэффициент охвата заводнением, но и увеличение коэффициента нефтевытеснения. В лабораторных экспериментах на кернах и насыпных моделях показано увеличение нефтевытесняющей способности по сравнению с водой на 6-16% (в зависимости от начального нефтенасыщения образца и свойств нефти). Совокупность перечисленных факторов заставляет вернуться к вопросу о целесообразности биополимерного заводнения. Важно, что цена Продукта БП-92 почти на порядок ниже цены полиакриламида.
6.2 Перспективы по применению биополимеров
Биополимеры в виде постферментационной жидкости (ПРОДУКТ БП-92) прошли промышленную апробацию в Западной Сибири при решении задач выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока. Дополнительная добыча нефти при этом составляет от 250 до 3000 тонн на одну тонну ПРОДУКТА БП-92 (в зависимости от геолого-физических условий, стадии разработки и др.факторов), среднее значение удельной эффективности - более 500 тонн нефти/тонну БП-92. При многократных обработках (более 3-5) удельная эффективность снижается до уровня 100-500 тонн нефти/тонну Продукта БП-92. (по данным ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», «Нижневартовскнефтегаз», «РИТЭК»). Прирост извлекаемых запасов при проведении работ по выравниванию профиля приемистости не превышает (с учетом повторных/многократных обработок) 1%.
Мировой и отечественный опыт применения полимеров для увеличения нефтеотдачи путем создания высокообъемных оторочек (5-35% порового объема), равно как и результаты математического моделирования процесса полимерного {биополимерного) заводнения свидетельствуют о возможности повышения КИН (прироста извлекаемых запасов) на 5-12% и снижения водонеФтяного отношения в 2-4 раза. Решение стратегической задачи - увеличение КИН на 3-12% и снижение водонеФтяного отношения возможно при создании высокообъемных оторочек биополимерных растворов
Начальные геологические запасы нефти обустроенных и разрабатываемых месторождений только Нижневартовского района превышают 20 млрд.тонн. Увеличение нефтеотдачи на этих месторождениях за счет использования биополимерных технологий означает прирост извлекаемых запасов, по крайней мере, на сотни миллионов тонн. Удельные затраты на дополнительную добычу (включая кап. вложения и эксплуатационные затраты) при этом не превысят 15-20 долларов за тонну, что на порядок меньше затрат на разработку новых нефтяных месторождений. Очевидно, что приведенные соображения ни в коей мере не ставят под сомнение необходимость разведки и обустройства новых месторождений. Более того, реализация «дешевой», дополнительно добытой за счет повышения нефтеотдачи, нефти может стать источником оборотных средств, необходимых для освоения новых площадей, избежав, таким образом привлечения дорогих кредитов.
Постольку поскольку, стратегическим (приоритетным) направлением в развитии нефтедобывающей промышленности на ближайшие десятилетия станет повышение нефтеотдачи пластов, в т.ч. за счет создания высокообъемных оторочек химических реагентов (этот тезис неоднократно провозглашался на совещаниях по повышению нефтеотдачи, проводившихся ЦКР, а также на научных конференциях в течение последних 30 лет) создание собственной реагентной базы в нефтедобывающем регионе является необходимым, и, как показывают расчеты, экономически оправданным.

Рисунок 6.1 – Продолжительность эффекта от закачки биополимера
ЛЕКЦИЯ 7 ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
7.1 Воздействие на пласт горячим паром
7.2 Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения
Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.
Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.
Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.
Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.
При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину.
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:
- глубина продуктивного пласта не более 1200 м;
-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами,не менее15 м;
- вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа∙с;
- остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;
- плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3.
Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.
Перед закачкой пара проводят исследование скважин.
- замер дебита нефти;
- замер дебита газа;
- замер дебита воды;
- замер пластового давления;
- замер температуры;
- замер статического уровня.
Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.
Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.
Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.
Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.
Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.
Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.
Паронагнетательные установки УПГ-60/160 и УПГ-50/60 предназначены для паротеппового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.
Таблица 7.1 - Техническая характеристика парогенераторов
Показатель УПГ-60/160 УПГ-50/60
производительность на пару, т/ч 60 50
теплопроизводительность, Гкал/ч 34,4 25,4
номинальное давление пара, МПа 16,0 6,0
установленная электрическая мощность, кВт 1528,0 1294,5
температура отработанных газов, °С 320 343
КПД установки, °/о 80,0 83,9
вид топлива газ газ, нефть
Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит:
россельное устройство;
парогенератор;
подогреватель топлива;
дутьевой вентилятор;
подогреватель воздуха;
топливный насос;
деаэратор;
охладитель деаэрированной воды;
электронасосный агрегат;
сульфоугольный фильтр;
насос химочищенной воды;
бак химочищенной воды;
насос исходной воды;
подогреватель исходной воды;
фильтр химводоочистки.
Парогенераторная установка УПГ-60/160 :подогреватель воздуха;
электровинтилятор;
парогенератор;
дроссельное устройство;
деаэратор;
охладитель деаэрированной воды;
питательный насос;
сульфаугольный фильтр;
деаэраторный насос;
бак химочищенной воды;
насос исходной воды;
подогреватель исходной воды;
фильтр химводоочистки.
Паронагнетательная установка ППУА-1600/100 состоит из цистерны для воды, емкости для топлива, парогенератора, питательного насоса, вентилятора высокого давления, топливного насоса, привода установки, приборов и трубопроводов.
Таблица 7.2 - Техническая характеристика установки ППУА-1600/100
производительность по пару, т/ч 1,6
давление пара, МПа 9,81
температура пара, °С 310
теплопроизводительность, Гкал/ч 0,94
масса установки без заправки водой и топливом, кг 15350
вместимость цистерны, м3 5,2
Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.
Таблица 7.3 - Техническая характеристика устьевой арматуры
тип арматуры АП-65/210 АП-65/50х16У1
рабочее давление, МПА 15 16
максимальная температура, °С 320 345
условный проход, мм 65 65
Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 : -устьевой сальник;
- задвижка;
- устьевое шарнирное устройство;
- специальная труба.
Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-Г-140-140 предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя.
Термостойкий пакер:
-переводник;
-верхний шлипсовый узел;
-уплотнитель;
-нижний шлипсовый узел;
-гидроцилиндр;
-клапанный узел;
-фильтр.
Таблица 7.4 - Техническая характеристика пакеровтип пакеров ПВ-ЯГМ-Г-122-140 ПВ-ЯГМ-Г-140-140
диметр обсадных труб, мм 146 146
максимальный перепад давлений, МПа 14,0 14,0
максимальная температура, °С 325 325
условный диаметр обсадных труб, мм 146 168
давление при посадке пакера, МПа 20 20
диаметр пакера, мм 122 140
длина пакера, мм 1690 2370
Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавливаемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м3/мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин.
По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы:
- компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлением нагнетания 0,6 ...0,7 МПа;
- компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до 1,7 МПа.
Таблица 7.5 – Техническая характеристика компрессорных установок
Показатели Компрессорная установка
5ВКГ-10/6 6ГВ-18/6-17 7ВКГ-30/7 7ВКГ-50/7
Подача по условиям всасывания, м3/мин 11 18 30 50
Давление газа на всасывании, МПа 0,08 ...0,12 0,6 0,08...0,12 0,08...0,12
Давление нагнетания, МПа 0,6 1,7 0,7 0,7
Температура газа на приеме, °С 25 15...45 5...45 5...45
Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С 80...100 100 100 100
Компрессорные установки - автоматизированные, включают в себя следующие блоки:
- компрессорный агрегат, в который входят:
- компрессор;
- электродвигатель;
- фильтры масла грубой и тонкой очистки;
- трубопроводы;
- запорная и регулирующая арматура;
- местный щит контроля и управления. все узлы смонтированы к общей раме;
- блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-50/7 состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников;
- дистанционный щит управления:
корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит:
- камеры всасывания и нагнетания;
- блока цилиндров.
- роторы (ведущий и ведомый) — Стальные, с винтовой нарезкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый - шесть зубьев. Отношение длины ротора к его диаметру в установке-1,35.
Каждый ротор упирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил на роторах установлены радиально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора -торцовое графитовое.
- система смазки - циркуляционная под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смазки и охлаждения винтов и подшипников.
Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режимов работы.
Компрессорная установка 7ВКГ-50/ состоит:
- электродвигатель;
- местный щит контроля и управления;
- компрессор;
- блок маслоохладителя;
- рама;
- компенсатор;
- камера всасывания;
- блок цилиндров;
- ведомый и ведущий роторы;
- роликоподшипник;
- камера нагнетания;
- блок шарикоподшипников;
- разгрузочный поршень;
- торцевое уплотнение.
7.2 Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения
Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения, позволяющей устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.
Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается в нагнетании в скважине окислителя (обычно воздуха) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. В некоторых случаях происходит самопроизвольное воспламенение нефти без подвода дополнительного топлива.
После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличии от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и поэтому в дальнейшие сведения относятся только к прямоточному горению.
При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и др. сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти, так называемый кокс. При различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10-40 кг на 1 м3 пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях.
При увеличении плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а с увеличением проницаемости породы - уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29-42 МДж/кг. Также установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате при сухом внутрипластовом горении (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла ( 80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вытеснения из не охваченных горением смежных частей пласта. Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. В этой связи проводится интенсивная работа по созданию методов, сочетающих внутрипластовое горение и заводнение, главная отличительная особенность которых заключается в ускорении теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.
В мировой практике все большее признание получает метод влажного горения. Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 18). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.
Значения соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха укладываются в пределы 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха (при нормальных условиях), т.е. водовоздушный фактор должен составлять (15)10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого-промысловыми условиями осуществления процесса. Однако с увеличением плотности и вязкости нефти (точнее с увеличением концентрации кокса) величины необходимого водовоздушного фактора уменьшаются. Если значения водовоздушного фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается. При закачке воды в большем количестве метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Важно подчеркнуть, что повышенные значения водовоздушного фактора не приводят к прекращению окислительных экзотермических процессов в пласте даже в случае прекращения существования высокотемпературной зоны горения. В тоже время заниженные значения его обусловливают снижение эффективности теплового воздействия на пласт и процесса извлечения нефти. Поэтому процесс влажного горения целесообразно вести с максимально возможными значениями водовоздушного фактора.
Температурная обстановка в пласте при влажном горении схематично изображена на рис.7.1.

Рисунок 7.1 Схема процесса влажного горения
Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения .
Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения.
Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения - здесь она достигает 370 С и выше. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. В выжженной области за фронтом горения выделяются две температурные зоны. В переходной зоне температура изменяется от температуры нагнетаемых рабочих агентов (воды и воздуха) до температуры испарения нагнетаемой воды. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, образовавшегося в результате испарения нагнетаемой вместе с воздухом воды в породе прогретой до высокой температуры перемещающимся впереди фронтом горения.
Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется при влажном горении в основном путем конвективного переноса потоками испарившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики, т.к. потери тепла в окружающие пласт породы приводят к быстрому охлаждению фильтрующихся здесь газообразных паров воды и продуктов горения, характеризующихся низкой теплоемкостью. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара - зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождается конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне - зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара. Температура в зоне насыщенного пара зависит в основном от уровня пластового давления с учетом доли пара в газовом потоке. Обычно в пределах этой зоны она меняется незначительно и составляет примерно 80-90 % от температуры насыщенного пара. Температура в переходной зоне изменяется от температуры конденсации пара до начальной пластовой.
Наконец, впереди переходной зоны располагается область, не охваченная тепловым воздействием, характеризующаяся начальными температурными условиями.
Величина области прогрева пласта впереди фронта горения в значительной мере определяется темпом генерации тепла на фронте горения (а следовательно, темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны. Именно такой процесс оптимального влажного горения схематично изображен на рис.6.
Картина температурного поля при влажном горении обусловливается в основном генерированием пара на фронте горения и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Не случайно поэтому при влажном горении температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогична таковой при нагнетании в пласт пара (рис. 7.2).

Рисунок 7.2 - Схема вытеснения нефти паром.
Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.
Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.
По этой же причине при влажном горении будут реализовываться те же механизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешивающегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Вместе с тем, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Кроме того, на процесс извлечения нефти могут оказывать влияние продукты горения и окисления нефти в пористой среде, а также физико-химические превращения самой породы коллектора. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что, создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилится в случае осуществление процесса внутрипластового горения в коллекторах карбонатного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Углекислый газ вместе с нефтью и водой может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В процессе горения образуется также поверхностно-активные вещества (ПАВ), альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями.
Таким образом, при осуществлении внутрипластового горения проявляются и существуют большинство из известных к настоящему времени процессов, увеличивающих нефтеотдачу пластов. Именно этим объясняются наблюдаемые при внутрипластовом горении в лабораторных и промысловых условиях высокие показатели степени извлечения нефти.
Размер области прогрева пласта впереди фронта горения при реализации влажного горения такого же порядка, как и выжженной зоны, и в большинстве случаев может достигать величины 100-150 м и более. Поэтому, с одной стороны, появляется возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (0,16-0,20 км2/скв. и более), а с другой - отпадает необходимость доводить фронт горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Только за счет развития области прогрева пласта впереди фронта горения расход воздуха может сократится в среднем в 1,5-2,0 раза. Дополнительная экономия в расходе воздуха на добычу нефти может быть достигнута за счет перемещения по пласту путем нагнетания не нагретой воды созданной в результате влажного горения тепловой оторочки. В целом же считается, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти сокращается в 2,5-3 раза и более, чем при сухом горении. Что касается расхода воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, то согласно данным промысловых испытаний, он изменяется в диапазоне 1000-3000 м3 (при нормальных условиях) на 1 м3 нефти.
Значительное сокращение расхода воздействия на добычу нефти при влажном горении является важной предпосылкой расширения области применения теплового воздействия на более глубоко залегающие пласты.
Метод влажного горения осуществим на объектах со значительным диапазоном изменения геолого-физических условий. Появляется возможность разработки этим методом месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения.
Как уже говорилось, при повышенных значениях водовоздушного фактора возникают разновидности комбинированной технологии, основанные на сочетании заводнения с внутрипластовыми окислительными реакциями. В этом случае фронт горения, как и примыкающие к нему зоны перегретого пара, прекратят свое существование, а закачиваемый кислород воздуха поступит в зону насыщенного пара, где он и вступит в экзотермические реакции с нефтью. Нужно отметить, что скорость протекания окислительных процессов довольно высока и при температурах характерных для зоны пара (200 С и выше). Такой процесс назван "сверхвлажным горением". При сверхвлажном горении холодная вода вторгается в зону горения еще до того момента, когда сгорит вся оставшаяся в виде топлива нефть. Особенность сверхвлажного горения заключается в том, что нагрев и испарение воды, регенерация тепла и его образование в результате окислительных реакций сосредоточены в единой зоне, скорость перемещения которой определяется темпами нагнетания воды и будет существенно выше, чем скорость перемещения фронта горения при сухом и влажном горениях. Таким образом, при сверхвлажном горении достигается существенное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие концентрации топлива (единицы килограммов на 1 м3 пласта). Поэтому с применением метода сверхвлажного горения связывают значительные перспективы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти малой вязкости, в том числе и после заводнения.
К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:
необходимость применения мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;
необходимость принятия мер по предотвращению коррозии оборудования;
возможность проявления гравитационных эффектов и снижения вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.
ЛЕКЦИЯ 8. ГРП КАК МЕХАНИЧЕСКИЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
8.1 ГРП как метод повышения нефтеотдачи пластов
8.2 Жидкости применяемые при ГРП
8.3 Расклинивающие материалы (проппанты)
8.4 Расчет основных параметров ГРП
Определение. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва.В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.
Задачи решаемые при гидроразрыве
При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:
а) создание трещины
б) удержание трещины в раскрытом состоянии
в) удаление жидкости разрыва
г) повышение продуктивности пласта
Создание трещины
Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.
Удержание трещины в раскрытом состоянии
Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.
Удаление жидкости разрыва
Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.
Повышение продуктивности пласта
До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.
Цель гидравлического разрыва
Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :1). Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.
2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.
Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируетсяименно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.
Нарушение проницаемости продуктивного пласта. Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со “скиновым повреждением”, то-есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако, эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет “скина”. Обычно принимают скин - фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 - метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.
Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия : закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.
Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта :1). Вторжение в пласт частиц бурового раствора.
2). Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.
3). Вторжение в пласт фильтрата цемента.
4). Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.
5). Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.
6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.
7). Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.
8). Закупоривание пласта природными глинами.
9). Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.
10).Отложения солей в пласте или перфорации.
11).Образование или закачка эмульсии в пласт.
12).Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.
Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях - к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.
Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.
Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14% . Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36 м3 /сутки.
Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.
Низкая проницаемость. Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко - проницаемый канал (100 - 1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.
Направление трещины разрыва.
Трещина разрыва может быть сориентированна в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.
Вертикальный разрыв. В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180 друг к другу.
252603022606000 V
2197100158750012014201397000284734013970002574290196850002482850196850002391410139700040373301397000


2208530130175001751330130175003580130676910003580130768350002025650951230002025650104267000358013076835000196850104267000
2115820-2540000248285097790001751330977900012026909779000
H1
H2

284734015303500




17500608255002115820825500

H2>V>H1
Рисунок 8.1 – Схема вертикального разрыва
Горизонтальный разрыв. Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.
V
23914101841500
4311650-4445002757170-4445002940050-4445001202690-444500
239014016002000229870016002000
275717010985500
175006018351500175006063500202438063500229870092075001201420920750036982403200400036982402298700036982403200400017513303683000 H1
56261029019500
12014205397500275590014541500175006011493500184150011493500
1750060615950020243806159500H2
H2 > H1 > V
Рисунок 8.3 – Схема горизонтального разрыва
8.2 Жидкости применяемые при ГРП
Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы :Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями.
1) Нарушение проницаемости пласта
При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.
2) Нарушение проницаемости песчаной пробки
Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.
3) Пластовые жидкости
Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.
Виды жидкостей
Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.
1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.
2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.
3. Эти жидкости невоспламеняемы ; следовательно они не взрывоопасны.
4.Жидкости на водной основе легко доступны.
Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.
Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних иследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.
Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительнонизким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработанно много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе,и марганце. Дополнительно в конце 1960-х , начале 1970-х годов стали использовать соеденитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соеденителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соеденителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соеденительные системы.
Замедляющие соеденительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соеденительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соеденительные системы показывают лучщую дерсперсность соеденителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность.Другое приемущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соеденительные системы используются больше чем обычные соеденительные системы. Основное достоинство использования соеденительных систем над линейными жидкостями описанны ниже :1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.
2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.
3. Соеденительные системы имеют лучшею термостабильность.
4.Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.
Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.
Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами : более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность.Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.
Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор,так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.
Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3 . Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.
Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва :
Жидкости на основе пен , энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ , растворяемые в воде.
Реология жидкостей
К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д. , например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта : густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.
1) Ньютоновские жидкости. У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига . Примеры : вода, незагущенная сырая нефть, реформат.
2) Неньютоновские жидкости .Пластмассы Бингама - простейшая разновидность неньютоновских жидкостей. Как и у ньютоновских жидкостей, здесь проявляется линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Однако , для возбуждения потока этих жидкостей требуется некоторое,не бесконечно малое напряжение сдвига. Пример : пена.
Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения : E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (Сантипуаз)
где P-пластическая вязкость (Сантипуаз)
Q-расход при закачке (м3/мин)
H-высота трещины (м)
W-ширина трещины (мм)
3)Жидкости, подчиняющиеся степенному закону. У таких жидкостей проявляется "кажущаяся" вязкость, которая меняется вместе с изменением расхода (скорости сдвига)."Кажущаяся" вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.
4) Сверхкритические жидкости. При использовании жидкостей разрыва с высоким содержанием CO2 (ГРП смесью метанола и CO2 , ГРП жидким CO2) разрыв происходит при давлении , а зачастую и температуре , которые выше критических параметров для CO2 . В этом диапазоне при повышении давления увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.
Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.
Таблица 8.1 - Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра
Обороты вискозиметра Скорость сдвига
100 170
200 341
300 511
600 1022
Регулирование фильтруемости жидкости
Величина эффективности жидкости разрыва показывает, какой объемжидкости поглащается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Например, если эффективностьжидкости равна 0,65 это означает, что 35% жидкости теряется, и лишь 65%жидкости образуют объем разрыва. Упрощенно можно сказать, что чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность. Однако , следует помнить, что хотя чрезмерная фильтрация нежелательна, от низкого поглощения не будет пользы, если не добавить в жидкость достаточное количество проппанта для надлежащего расклинивания трещины. Более низкая утечка жидкости также не даст трещине быстро сомкнуться и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.
Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.
Несущая способность жидкости по проппантуНесущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концетрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая обычно гораздо больше вертикальной, благодоря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.
Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO2 , для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентоность.
Трение
При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.
Безопасность
При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.
Удаление и определение количества жидкости.
Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную знергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.
8.3 Расклинивающие материалы (проппанты)
Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:
1) типа, размера и однородности проппанта;
2) степени его разрушения или деформации;
3) количества и способа перемещения проппанта.
Таблица 8.2 –Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов:
Размер сит Предельные размеры частиц(мм)
100 0,150
40-60 0,419-0,250
20-40 0,841-0,419
12-20 1,679-0,841
8-12 2,380-1,679
Свойства расклинивающих агентов
1) Размеры и однородность
- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.
- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40 . Одна из причин этого - более однародная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц.
- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20% частиц проппанта 20/40 , проницаемость снизится в 5 раз.
- проницаемость песка 10/16 примерно на 50% выше проницаемости песка 10 - 20.
- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике
Американского Нефтяного Института (API RP 56) .
2) Прочность
При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 Мпа проницаемость проппанта 20/40 "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 Мпа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц.
3) Термохимическая стабильность
Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.
4) Стоимость
Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.
Испытание на проницаемость
При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации.Однако некоторые принципиальные сложности -явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.
Долговременная проницаемость.
Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.
Типы проппантов
Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.
Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.
1) Керамические проппанты
Существует два типакерамических проппантов : агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.
Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3 . Остальные 15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.
2) Керамики промежуточной плотности
Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.
3) Керамики низкой плотности
Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.
8.4 Расчет основных параметров ГРП
1. Оценка давления гидроразрыва пластов.
Горизонтальная составляющая соответствует началу раскрытия естественных микротрещин
, (8.1)
где v-коэффициент Пуассона породы пласта;
g- ускорение свободного падения, м/с2;
H-глубина залегания середины продуктивного пласта, м;
pп- среднее значение плотности породы, залегающей от поверхности до подошвы пласта, кг/см2;
Pпл-пластовое давление, Па;
E-модуль Юнга, Па;
Lmр-полудлина трещины, м;
γ-удельная поверхностная энергия, Дж/м2;
(8.2)
αб-постоянная Биотта;
Сm-сжимаемость матрицы;
Сn-сжимаемость породы.
Для расчета забойного давления разрыва пласта Рзаб.р. при использовании нефильтрующейся жидкости можно воспользоваться следующей формулой:
; (8.3)
где v – коэффициент Пуассона горных пород (v=0,2 – 0,3);
Ргв – вертикальная составляющая горного давления, Мпа;
ρ п – плотность горных пород над продуктивным горизонтом, кг/см2;
Е2 – модуль упругости пород (МПа );
Q – темп закачки жидкости разрыва, м3/сек. (в соответствии с характеристиками насосного агрегата);
μжр – вязкость жидкости разрыва, .
Значение вертикальной составляющей вычисляется по формуле:
; (8.4)
Для приближенной оценки забойного давления разрыва пласта при использовании фильтрующейся жидкости можно использовать формулу:
; (8.5)
где К – коэффициент, принимаемый равным МПа/м.
При закачке жидкости – песконосителя давление на устье скважины:

где ρжп – плотность жидкости-песконосителя;
ρ/жп - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/см3
ρп – плотность песка, кг/см3 (ρп=2500 кг/см3)
βп – объемная концентрация песка в смеси.
сп – концентрация песка в 1м3 жидкости (сп=250-300 кг/см3)
2. Расчет потерь давления на трение в лифтовой колонне при движении рабочей жидкости.
Потери давления на трение Рm для ньютоновской жидкости при течении по трубам лифтовой колонны оценивают по формуле:
; (8.6)
Для шероховатых труб:
; (8.7)
Для гладких труб:
; (8.8)
;
где ж – плотность жидкости, кг/м3;
L – длина лифтовой колонны, м;
d –соответственно,внутренний радиус и диаметр лифтовой колонны, м;
k – абсолютная шероховатость труб, м;
V – средняя скорость движения жидкости в лифтовой колонне, м/с;
Rе – число Рейнольдса
Для скважин с обсаженным забоем необходимо учитывать потери давления на трение при движении жидкости в перфорационных отверстиях эксплуатационной колонны.
Эти потери рассчитывают по формуле:
; (8.9)
гдеq – скорость закачивания рабочей жидкости в скважину, м3/с;
ж – плотность рабочей жидкости, кг/м3;
dп – диаметр перфорационных отверстий, м;
т – коэффициент трения (ат = 0,8 – 0,85);
Nп – количество перфорационных отверстий, шт.Общие потери давления на трение будут равны сумме потерь в лифтовой колонне и перфорационных отверстиях. Для скважин с открытым забоем потери давления на трение определяются только потерями в лифтовой колонне.
Потери давления на трение (Рт) при движении в лифтовой колонне не ньютоновских жидкостей определяют по формуле
; (8.10)
гдеf – коэффициент трения.
Коэффициент трения может быть определен по формуле Блазиуса
;
где коэффициенты а и b определяются по формулам
; (8.11)
;
;
К и n – реологические параметры степенной модели неньютоновской жидкости;
Rем – модифицированное число Рейнольдса.При определении потерь давления на трение в скважинах с лифтовой колонной, состоящей из нескольких секций НКТ различного диаметра, допустимо использовать эквивалентный диаметр колонны (dэкв), вычисляемый по формуле:
; (8.13)
гдеVi – объем I-й секции НКТ, м3;
Li – длина I-й секции НКТ, м.
3. Расчет скорости закачивания рабочей жидкости при проведении ГРП
При проведении гидроразрыва пласта скорость закачивания рабочей жидкости имеет принципиальное значение, так как она определяет давление на забое скважины, необходимое для раскрытия естественных микротрещин в трещиноватых коллекторах и образования трещин в поровых коллекторах.
Скорость закачивания рабочей жидкости определяется потерями давления на трение при нагнетании ее в лифтовую колонну.
При заданном давлении закачивания на устье скважины потери давления на трение определяют по формуле.
Рm=Ру+Рн+Рг, (8.14)
гдеРу – давление на устье скважины, Па;
Рн – гидростатическое давление, Па.
Давление на устье скважины определяется прочностными характеристиками устьевой арматуры, а при установке устьевого пакера (Тrее saver) – прочностными характеристиками насосно-компрессорных труб и гидравлической мощностью насосных агрегатов.
Гидростатическое давление вычисляется по формуле
; (8.15)
Определив потери давления на трение по формуле (14), находят скорость закачки рабочей жидкости в НКТ:
При закачивании рабочей жидкости с песком (проппантом) в формуле (3) вместо плотности рабочей жидкости ж подставляется плотность смеси см, которая определяется по формуле
; (8.16)
гдеп – плотность песка (пропанта), кг/м3;
с – концентрация песка в жидкости, кг/м3.
Определив допустимые потери давления на трение по (11), из формул (3) или (7) находим итоговую скорость закачивания рабочей жидкости.
Объем рабочей жидкости, необходимый для получения трещины определенной длины, может быть оценен по уравнению баланса жидкости.
4. Оценка объема рабочей жидкости, необходимого для получения трещины ГРП заданной длины.
Объем рабочей жидкости, необходимый для получения трещины заданной длины, следует определять по уравнению баланса жидкости
;(8.17)
гдеQтр – объем жидкости, находящейся в трещине во время обработки, м3;
Qф – объем жидкости, профильтровавшейся в пласт за время обработки , м3.
;(8.18)
гдеWтр – ширина трещины во время обработок, которая оценивается по формуле, м
;(8.19)
гдеРтр – давление в трещине во время обработки, Па;
Ррм – горизонтальная составляющая горного давления, Па.
Полудлина трещины Lтр может быть найдена из уравнения
;(8.20)
Qф для ньютоновской жидкости можно оценить по формуле
(8.21)
где - время закачивания рабочей жидкости, с;
, мс-1/2;(8.22)
, Па(8.23)
При использовании в качестве рабочей жидкости геля в формулу
вместо Qф подставляют Qфг.
На основании экспериментальных данных фильтрация гелей описывается уравнением вида
;(8.24)
гдеqфг – скорость фильтрации геля, м3/с;
- время фильтрации, с;
, а – коэффициенты, определяемые по экспериментальным данным.
Количество геля Qфг, профильтровавшегося в пласт через поверхность трещины, может быть рассчитано по формуле
;(8.25)
гдеhт – высота трещины, м.
Учитывая, что фильтрация геля затухает через 3-5 минут за счет образования кольматирующей пленки на фильтрующей поверхности трещины, для оценочных расчетов формула (22) запишется в следующем виде:
;(8.26)
где - коэффициент, учитывающий количество геля, проникшего в матрицу пласта через единицу поверхности трещины до затухания процесса фильтрации, м.
Коэффициент находится из экспериментальных данных по фильтрации гелевых систем через пористую среду. Так, например, для геля, приготовленного на основе водного 1% -ного раствора КМЦ, сшитого добавлением к нему хромкалиевых квасцов, = 1,57102 м, а для геля, приготовленного на основе 25% -ного раствора ЛСТ, сшитого бихроматом натрия, = 1,1102 м.
Для закачивания рабочей жидкости в трещину требуется продавить ее продавочной жидкостью, объем которой должен превышать объем НКТ на 20%.
Следовательно, общий объем жидкости равен сумме рабочей и продавочной жидкостей
Qобщ=Qжз+Qпр (8.27)
5. Оценка количества песка (пропанта)
Количество проппанта, которое можно закачать в трещину, определяется объемом рабочей жидкости и концентрацией песка. Учитывая, что при проведении работ для исключения возможности образования песчаных пробок сначала закачивают рабочую жидкость, а проппант подают после достижения давления на забое, равного давлению ГРП, объем рабочей жидкости (равный объему НКТ) при оценке количества проппанта исключают. Как правило, этот объем не включают в расчет Qжс.
Количество проппанта (Gпр) определяют по формуле
;(8.28)
гдеСпр – концентрация проппанта, кг/м3.
Обычно концентрация проппанта составляет (200 – 400) кг/м3.
Ширину трещины (на момент ее закрытия) определяют по формуле
;(8.29)
гдеКтр – коэффициент заполнения трещины, доли единицы;
п- плотность проппанта, кг/м3.
Коэффициент заполнения трещины для практических расчетов можно принять равным 0,8.
6. Расчет насосно-компрессорных труб на прочность при проведении ГРП
При проектировании ГРП необходимо проводить расчет колонны НКТ на прочность, чтобы не допустить ее разрушения как при проведении обработки скважины, так и при остановке насосов высокого давления.
Расчет на прочность проводят по методике, в основу которой положено определение изменений длины колонны НКТ и усилий на нее и пакер.
Изменение длины лифтовой колонны происходит за счет:
- разности давлений в колонне НКТ и затрубном пространстве;
- охлаждения лифтовой колонны рабочей жидкостью;
- сил трения при движении рабочей жидкости в лифтовой колонне.
Если лифтовая колонна состоит из нескольких секций, то ее внутренний эквивалентный диаметр вычисляют по формуле а наружный рассчитывают исходя из равенства веса многосекционной колонны и веса односекционной колонны с эквивалентным внутренним и наружным диаметрами.
Изменение длины колонны НКТ рассчитывают по следующим формулам.
Изменение длины колонны НКТ под действием осевой силы L1, м:
;(8.30)
гдеРi – изменение давления в НКТ в зоне пакера, Па;
;(8.31)
Рг – давление гидроразрыва, Па;
Рпл - пластовое давление, Па;
Аi – площадь круга с диаметром, равным внутреннему диаметру НКТ, м2;
А0 – площадь круга с диаметром, равным наружному диаметру НКТ, м2;
Ес – модуль Юнга для стали (НКТ), Па;
Аs – площадь сечения НКТ, м2.
Изменение длины колонны НКТ за счет разности давлений L2, м:
;(8.32)
W=W2+W1-W0;(8.33)
гдеР0 – изменение давления в затрубном пространстве в зоне пакера, Па;
;(8.34)
где0, р01 – плотность жидкости в затрубном пространстве во время и до обработки, кг/м3;
РУ0 – давление в затрубном пространстве во время обработки на устье, Па;
J – осевой момент инерции НКТ, м4.
; (8.35)
S-радиальный зазор между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, м;
Ws – вес 1 п.м НКТ, Н/м;
Wi – вес 1 п.м жидкости, находящейся в колонне НКТ, Н/м;
W0 – вес 1 п.м жидкости, находящейся в кольцевом пространстве между колонной НКТ и эксплуатационной колонной, Н/м.
Если А1 P1 – А0 Р0 <0, то L принимают равным 0.
Изменение длины колонны НКТ за счет радиального давления, м
; (8.36)
гдес – коэффициент Пуассона стали (с = 0,3);
R – отношение диаметров НКТ (наружного к внутреннему).
Изменение длины колонны НКТ от изменения температуры L4, м
;(8.37)
Т – изменение средней температуры в колонне НКТ, К;
- коэффициент температурного линейного расширения НКТ, 1/К.
При длительной закачке рабочей жидкости изменение температуры определяется по формуле
;(8.38)
гдеТж – температура закачиваемой жидкости, К;
Тз – исходная температура на забое скважины, К;
Ту – исходная температура породы на устье скважины, К.
Изменение длины колонны НКТ от движения закачиваемой жидкости L5, м,
;(8.39)
где - падение давления на трение на 1 м длины НКТ за счет течения жидкости, Н/м3.
Изменение длины колонны в случае ее предварительного натяжения непосредственно над пакером после его установки (при отсутствии компенсатора), Ls, м
; (8.40)
гдеFs – сила предварительного натяжения НКТ, Н.
Суммарное изменение длины колонны составит
ΣΔL=ΔL2+ΔL3+ΔL4+ ΔL5+ΔLs;(8.41)
Если L < 0, тогда усилие Fз, испытываемое НКТ на забое, определяют по формуле
;(8.42)
гдеАs – площадь сечения тела НКТ, м2.
Если L > 0, тогда величину Fз определяют по формуле
;(8.43)
Усилие, действующее на колонну НКТ на устье скважины Fу
, (Н)(8.44)
Сила, действующая на пакер со стороны НКТ при движении в ней жидкости, рассчитывается по формуле
, (Н)(8.45)
Нагрузка на эксплуатационную колонну со стороны пакера определяется по формуле, Н
;(8.46)
где Ас – площадь круга с внутренним диаметром эксплуатационной колонны, м2.
Расчет при остановке закачивания проводят по тем же формулам, по которым проводился расчет при закачивании рабочей жидкости.
При прекращении закачивания потери давления на трение равны нулю, следовательно, изменение длины НКТ от движения закачиваемой жидкости L5 = 0.
В этом случае давление на забое рассчитывают по формуле
;(8.47)
гдеРудоп – допустимое давление на устье при закачивании рабочей жидкости, Па (как правило, оценивается при расчете скорости закачивания).
Наибольшую нагрузку колонна НКТ испытывает на устье (Fу). Она не должна превышать прочностных характеристик труб.
Допустимая нагрузка Fдоп, (Н), определяется по формуле [8]
;(8.48)
гдеGт – предел текучести стали, Мпа.
При превышении усилий, действующих на лифтовую колонну, выше допустимых заменяют лифтовую колонну или изменяют параметры ГРП (например, уменьшают скорость закачивания рабочей жидкости).
Расчетное изменение параметров длины колонны НКТ в процессе закачивания рабочей жидкости учитывается при установлении пакера.
7.Необходимое число насосных агрегатов:
(8.49)
где Рр – рабочее давление агрегата;
Qр – подача агрегата при данном Рр;
Ктс – коэффициент технического состояния агрегата (при закачке в НКТ)
8.Время на проведение ГРП

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Основным методом увеличения нефтеотдачи является заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения.
Задача
Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Qв составляет 104,2 т, суточнаядобыча газа Vг составляет 91970 ∙ 103 м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м3/м3, плотность нефти ρн составляет 863 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление Pпл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Тпл составляет 316,3 К, атмосферное давление P0 равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5・10-12 м2, перепад давления на забое ΔP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины rс равен 0,075 м, вязкость воды μв равна 1 мПа・с. Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.
Решение
1. Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях:
Qн,=Qн bн ρ=311,4∙103∙1,18 863=425м3 (1.1)
2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный катмосферным условиям:
Vсв = Vг - αPплQнρ =91970 - 7,7∙7,45∙311,4∙103863=71270м3 (1.2)
3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:
Vпл= ZVсв PoTпл PплT0=0,88∙71270∙0,1∙106∙316,3 7,45∙106∙273=973м3 (1.3)4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:
Vсв=Qн, + Vпл + Qв =425+976+104,2=1505,2 м3 (1.4)
5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объёма. При K=1,2 –коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):
Qв, =VK=1505,2∙1,2=1806 м3/cym (1.5)
6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:
q = 2πkhΔΡφμlnRrc = 2∙3,14∙0,5∙10-12∙10∙5∙106 ∙0,81∙10-3∙ln4000,078=0,0147м3/сек=1270м3/cym (1.6)
Варианты для самостоятельного решения
№ Qн Qв Vг bн a ρнPплTплk
∙10-12 ∆P φR re
1. 825 100 100000 1,5 8,8 890 8,9 350 1,8 1,1 0,9 600 0,164
2. 800 125 99980 1,49 8,7 888 8,85 349 1,75 1,2 0,89 590 0,162
3. 775 150 99960 1,48 8,6 886 8,8 348 1,7 1,3 0,88 580 0,16
4. 750 175 99940 1,47 8,5 884 8,75 347 1,65 1,4 0,87 570 0,158
5. 725 200 99920 1,46 8,4 882 8,7 346 1,6 1,5 0,86 560 0,156
6. 700 225 99900 1,45 8,3 880 8,65 345 1,55 1,6 0,85 550 0,154
7. 675 250 99880 1,44 8,2 878 8,6 344 1,5 1,7 0,84 540 0,152
8. 650 275 99860 1,43 8,1 876 8,55 343 1,45 1,8 0,83 530 0,15
9. 625 300 99840 1,42 8 874 8,5 342 1,4 1,9 0,82 520 0,148
10. 600 325 99820 1,41 7,9 872 8,45 341 1,35 2 0,81 510 0,146
11. 575 350 99800 1.4 7,8 870 8,4 340 1,3 2,1 0,8 500 0,144
12. 550 375 99780 1,39 7,7 868 8,35 339 1,25 2,2 0,79 490 0,142
13. 525 400 99760 1,38 7,6 866 8,3 338 1,2 2.3 0,78 480 0,14
14. 500 425 99740 1,37 7,5 864 8,25 337 1,15 2,4 0,77 470 0,138
15. 475 450 99720 1,36 7,4 862 8,2 336 1,1 2,5 0,76 460 0,136
16. 450 475 99700 1,35 7,3 860 8,15 335 1,05 2,6 0,75 450 0,134
17. 425 500 99680 1,34 7,2 858 8,1 334 1 2,7 0,74 440 0,132
18. 400 525 99660 1,33 7,1 856 8,05 333 0,95 2,8 0,73 430 0,13
19. 375 550 99640 1,32 7 854 8 332 0,9 2,9 0,72 420 0,128
20. 350 575 99620 1,31 6,9 852 7,95 331 0,85 3 0,71 410 0,126
21. 325 600 99600 1,3 6,8 850 7,9 330 0,8 3,1 0,7 400 0,124
22. 300 625 99580 1,29 6,7 848 7,85 329 0,75 3,2 0,69 390 0,122
23. 275 650 99560 1,28 6,6 846 7,8 328 0,7 3,3 0,68 380 0,12
24. 250 675 99540 1,27 6,5 844 7,75 327 0,65 3,4 0,67 370 0,118
25. 225 700 99520 1,26 6,4 842 7,7 326 0,6 3,5 0,66 360 0,116
26. 200 725 99500 1,25 6,3 840 7,65 325 0,55 3,6 0,65 350 0,114
27. 175 750 99480 1,24 6,2 838 7,6 324 0,5 3,7 0,64 340 0,112
28. 150 775 99460 1,23 6,1 836 7,55 323 0,45 3,8 0,63 330 0,11
29. 125 800 99440 1,22 6 834 7,5 322 0,4 3,9 0,62 320 0,108
30. 100 825 99420 1,21 5,9 832 7,45 321 0,35 4 0,61 310 0,106
2.ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
При проектировании и разработки месторождений с целью увеличения
нефтеотдачи применяются водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые закачивают в нагнетательные скважины с определенной концентрацией. В процессе продвижения оторочки водного раствора ПАВ к добывающим скважинам часть ПАВ сорбируется (осаждаются) на поверхности поровых каналов. Количество сорбируемого вещества можно определить пользуясь законом Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α- коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с – концентрация.
2.1 РАСЧЕТ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ ФРОНТА СОРБЦИИ ПАВ ПРИ ПРЯМОЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ
Задача
Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной b 400м, толщиной h 15м, пористостью m 0,25 и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 500м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 500м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α-коэффициент сорбции; α = 0,2 (см. рисунок 3.1). Определить скорость продвижения фронта сорбции ПАВ (фронта ПАВ).
Решение
Для определения скорости фронта ПАВ и распределения их концентрации в пласте используется уравнение материального баланса водного раствора ПАВ в первоначально водонасыщенном пласте [3]:
∂c ∂t+qmbh1+a∙∂c∂x=0 (2.1)
В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствие в нагнетаемой воде ПАВ начальное условие примет вид:
c(x, 0) = 0
Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки c c0 . Таким образом, граничное условие будет иметь вид
c(0,t) = c0
Решение задачи определяют по формулам
cx,t=c0, x≤qmbh 1+αt (2.2)
cx,t=0, x≤qmbh1+αt. (2.3)
Обозначим через υ=qbh скорость фильтрации из первого выражения (2.3) определяем скорость фронта сорбции
νc=x t или υс=υm1+α;υ=qbh=500400∙15=0,0833м/сут.υс=0,08330,25∙1,2=0,277м/сут.Ответ
Скорость продвижения фронта сорбции ПАВ составит 0,277 м/сут.
Варианты для самостоятельного решения
№ l,мb,мh,м m, доли ед. q, м3/сутα, доли ед1 400 200 14 0,23 350 0,32
2 450 200 8 0,21 400 0,30
3 500 200 16 0,27 450 0,28
4 550 200 10 0,19 300 0,34
5 600 200 12 0,25 500 0,26
6 400 250 8 0,25 400 0,34
7 450 250 16 0,23 450 0,32
8 500 250 10 0,21 500 0,30
9 550 250 12 0,27 350 0,26
10 600 250 14 0,19 300 0,28
11 400 300 16 0,19 500 0,28
12 450 300 10 0,25 300 0,26
13 500 300 12 0,23 350 0,34
14 550 300 14 0,21 450 0,30
15 600 300 16 0,27 400 0,32
16 400 350 10 0,27 450 0,28
17 450 350 12 0,19 500 0,30
18 500 350 14 0,25 300 0,30
19 550 350 8 0,23 400 0,28
20 600 350 16 0,21 350 0,30
21 400 400 12 0,21 300 0,30
22 450 400 14 0,27 350 0,28
23 500 400 8 0,19 400 0,26
24 550 400 16 0,25 500 0,32
25 600 400 10 0,23 450 0,34
26 650 450 12 0,21 400 0,32
27 700 450 14 0,23 350 0,26
28 750 450 8 0,25 500 0,34
29 800 450 16 0,26 400 0,32
30 850 450 6 0,25 350 0,30
2.2 РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ ПОДХОДА ФРОНТА СОРБЦИИ ПАВ К ЛИНИИ ОТБОРА
На этом занятии рассматривается закачка водного раствора ПАВ в нагнетательную скважину, расположенную в центре элемента эксплуатационного участка, например пятиточечная система заводнения. Вытеснение нефти водным раствором ПАВ описывается посредством уравнений плоско-радиальной фильтрации. Для получения уравнения, описывающего распределения концентрации ПАВ в пласте используется уравнения материального баланса также рассматривается элемент пласта рисунок 2.1.

Рисунок 2.1 – Схема элемента пласта при плоскорадиальной фильтрации
Искомое равнение имеет вид:
dcdt+q2πmh1+αrdcdr=0 (2.4)
Задаваясь начальным и граничным условиями, после некоторых математических преобразований получим выражение для фронта сорбции
rф(t)=rc2qtm(1+α)πh (2.5)
Задача
В водонасыщенный участок пласта, имеющий rк = 200м и толщину h =10м и пористость m = 0,2, через центральную скважину радиусом rc=0,1м закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 250 м3/сут . ПАВ интенсивно сорбируются пористой средой по закону Генри. a(c) = α c , где α = 0,3.
Определить закон движения фронта ПАВ (фронта сорбции ПАВ) и время подхода его к линии отбора, расположенной на расстоянии r=rк=200м от центральной нагнетательной скважины. Движение жидкостей в пласте считать плоско-радиальным, а жидкости несжимаемыми.
Решение
Положение фронта ПАВ в момент времени t после его закачки в нагнетательную скважину можно определить по соотношению (4.2). Рисунок 4.1 – Схема элемента пласта при плоско-радиальной фильтрации
Дифференцируя обе части уравнения (2.5) по t, определяется скорость продвижения фронта ПАВ
υct=drф(t)dt=q2m1+απhrф(t) (2.6)
Таким образом, скорость продвижения фронта ПАВ в случае плоско-радиальной фильтрации падает с течением времени убывает обратно пропорционально rф (t).
Определяется время подхода фронта ПАВ к линии отбора. Для этого подставляется в соотношение (2.2) значение rф(t)=rк и обе части полученного равенства возводятся в квадрат
t*=m1+απhqrк2-rc2≈m(1+α)πhqrк2=0.2*1.3π100,002892002=3.58 годаОтвет
Время подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора составит 3,58 года.
Варианты для самостоятельного решения
№ R,мb,мh,м m, доли ед. q, м3/сутα, доли ед1 400 200 14 0,23 350 0,32
2 450 200 8 0,21 400 0,30
3 500 200 16 0,27 450 0,28
4 550 200 10 0,19 300 0,34
5 600 200 12 0,25 500 0,26
6 400 250 8 0,25 400 0,34
7 450 250 16 0,23 450 0,32
8 500 250 10 0,21 500 0,30
9 550 250 12 0,27 350 0,26
10 600 250 14 0,19 300 0,28
11 400 300 16 0,19 500 0,28
12 450 300 10 0,25 300 0,26
13 500 300 12 0,23 350 0,34
14 550 300 14 0,21 450 0,30
15 600 300 16 0,27 400 0,32
16 400 350 10 0,27 450 0,28
17 450 350 12 0,19 500 0,30
18 500 350 14 0,25 300 0,30
19 550 350 8 0,23 400 0,28
20 600 350 16 0,21 350 0,30
21 400 400 12 0,21 300 0,30
22 450 400 14 0,27 350 0,28
23 500 400 8 0,19 400 0,26
24 550 400 16 0,25 500 0,32
25 600 400 10 0,23 450 0,34
26 650 450 12 0,21 400 0,32
27 700 450 14 0,23 350 0,26
28 750 450 8 0,25 500 0,34
29 800 450 16 0,26 400 0,32
30 850 450 6 0,25 350 0,30
2.3. РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНОГО ОБЪЕМА ОТОРОЧКИ ПАВ ДЛЯ ГАЛЕРЕИ
При закачке водного раствора ПАВ происходит не только сорбированиеПАВ на поверхности поровых каналов, но и обратный процесс – десорбция, растворение сорбированных ПАВ в воде. В рассматриваем разделе считается, что сорбция и десорбция подчиняются закону Генри, рисунок 2.2

Рисунок 2.2 – График зависимостисо рбции (1) и десорбции (2) ПАВ пористой породой (случай линейной изотермы сорбции и десорбции), α0
–количество ПАВ, необратимо сорбированного породой.
Задача
В пласт, первоначально насыщенный водой с пористостью m = 0,2 и
имеющий размеры l = 500м, b = 30м, h = 10м, закачивается оторочка ПАВ с концентрацией с0 = 0,001 при расходе q 400м3/сут. Оторочка проталкивается водой с тем же расходом q. ПАВ адсорбируется пористой средой по закону, формула которого имеет вид a(c)  αc , где α 03. На стадии проталкивания оторочки водой происходит десорбция ПАВ (т.е. обратное растворение части адсорбированного ПАВ в проталкиваемой воде) [4]:
ac=αc+α-αc0, где α=0.1 α0=α-αc0характеризует, необратимо сорбированное породой, количество ПАВ. Определить оптимальный объём оторочки ПАВ и время, необходимое для её создания. Оптимальным считать такой объём оторочки, который исчезает при подходе фронта ПАВ к линии отбора. Движение жидкостей считать прямолинейным, а сами жидкости- несжимаемыми.
Решение
На стадии создания оторочки ПАВ решение известно (см. задачу 3):
c=c0, x≤υct,0, x>υct, где υс=qmbh(1+α) Считается, что в момент времени t t* формирование оторочки закончилось и началась стадия проталкивания её по пласту водой, закачиваемой с расходом q. Уравнение распределения концентрации ПАВ в пласте на стадии проталкивания оторочки водой
dcdt+qm1+αbhdcdr=0В момент времени t t* (момент окончания создания оторочки и начала проталкивания её водой) во всех сечениях пласта, через которые прошел фронт оторочки ПАВ, концентрация ПАВ будет равна концентрации закачки. Таким образом, начальное условие имеет вид
cx,t*=c0, x≤xф(t*)Начиная с момента времени t t* оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид
cx,t*=c0, x≤xф(t*)Начиная с момента времени t t* оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид
cx,t*=c0, t≥t*Получим
c=(x,t)0, x≤υT(t-t*),c0, υФ≥x≥υr(t-t*), где υт – скорость тыла оторочки, определяемая по соотношению:
υФ=qm1+αbhХарактерное распределение концентрации ПАВ в пласте показано нарисунке 5.2.

Рисунок 5.2 – Зависимость концентрации ПАВ в пласте при проталкивании оторочки раствора водой (случай линейных изотерм сорбции и десорбциис – концентрация ПАВ, xф (t) и xт (t) – соответственно положение фронта и тыла оторочки ПАВ в момент времени t ПАВ от расстояния.
Движение жидкостей – прямолинейно-параллельное. Время * t созданияоторочки определяется по формуле:
t*=mbhl(α-α)q=Vпорq(α-α)t*=0.2*500*300*10400*0.2=4.11 годаОбъем оторочки ПАВ при этом составит:
V(om)=qt*1+α=(α-α)1+αVпор=0,21,3V≈0.15VпорОтвет.
Для условий нашей задачи оптимальным является объем оторочки ПАВ, равный 15 % порового объема пласта Vпор.
Варианты задачи
№ l,мb,мh,м m, доли ед. q, м3/сутα, доли ед1 400 200 14 0,23 350 0,32
2 450 200 8 0,21 400 0,30
3 500 200 16 0,27 450 0,28
4 550 200 10 0,19 300 0,34
5 600 200 12 0,25 500 0,26
6 400 250 8 0,25 400 0,34
7 450 250 16 0,23 450 0,32
8 500 250 10 0,21 500 0,30
9 550 250 12 0,27 350 0,26
10 600 250 14 0,19 300 0,28
11 400 300 16 0,19 500 0,28
12 450 300 10 0,25 300 0,26
13 500 300 12 0,23 350 0,34
14 550 300 14 0,21 450 0,30
15 600 300 16 0,27 400 0,32
16 400 350 10 0,27 450 0,28
17 450 350 12 0,19 500 0,30
18 500 350 14 0,25 300 0,30
19 550 350 8 0,23 400 0,28
20 600 350 16 0,21 350 0,30
21 400 400 12 0,21 300 0,30
22 450 400 14 0,27 350 0,28
23 500 400 8 0,19 400 0,26
24 550 400 16 0,25 500 0,32
25 600 400 10 0,23 450 0,34
26 650 450 12 0,21 400 0,32
27 700 450 14 0,23 350 0,26
28 750 450 8 0,25 500 0,34
29 800 450 16 0,26 400 0,32
30 850 450 6 0,25 350 0,30
3. РАСЧЕТ КОНЦЕНТРАЦИИ И КОЛИЧЕСТВА КИСЛОТЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
ЗАДАЧА 3.1
Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения соляно кислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице №5.
Методические указания к решению задачи.
Для решения задачи необходимо изучить тему и рассмотреть решение типовых задач.
Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора.
Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:
V= V´·h´м3 (3.1)
где, V´ - расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м3
Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:
VK=, м3 (3.2)
где А и В – числовые коэффициенты, определяется по таблице,
х– выбранная концентрация солянокислотного раствора, %
Z – 27, 5 %-ная концентрация товарной кислоты.
Таблица 3.1 –Значения коэффициентов А и В:
z, х B, A z, х B, A
5,15 - 12,19
13,19 - 18,11
19,06 – 24,78
25,75 – 29,57 214,0
218,0
221,5
226,0 29,95 – 31,52
32,10 – 33,40
34,42 - 37,22
- 227,5
229,5
232,0
-
При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты (1, стр.410), выбирают их концентрацию.
а) Ингибиторы в количестве 0,01 % объема кислотного раствора, например, катапин А.
б) Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:
VУК=, дм3;
где, b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5 %;
с – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.
в) Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5 % объема солянокислотного раствора.
г) Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:
Vхб= 21,3·V , дм3;
где, а – содержание SO3 в товарной соляной кислоте, а= 0,6 %
ρхб – плотность хлористого бария, ρ= 4 кг/дм3.
5. Определяют количество воды необходимое для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора:
Vв= V-Vк- ΣVр, м3;
где ΣVр- суммарный объем всех добавляемых реагентов к соляно кислотному раствору, м3
6. Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:
V'= 0,785d2об· d2вн(Н - h)+ 0,785D2Аh.
7. Количество жидкости, которое заканчивают при закрытой задвижке затрубного пространства:
V´´=V - V´, м3
8. Объем продавочной жидкости:
Vпр=V'
9. Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики.
10. Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III и IV передачах определяют необходимое давление нагнетания:
РВН=Рзаб – Рж+Ртр, МПа;
где Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа, Рзаб = Рпл+q·10-3·;
Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа
Рж=pqHфПринимаем Ртр= 0,5…1,5 МПа.
Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Рнас≥ Рвн.
11. Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора: =(V+Vпр), ч
Таблица 3.2 – Варианты для самостоятельного решения задачи 3.1
Наименование исходных данных Варианты
1 2 3 4 5 6 7 8
Глубина скважины Н, м 1500 1540 1580 1620 1660 1700 1740 1780
Эффективная мощность пласта h, м 10 12 14 16 18 20 10 12
Тип и состав породы продуктивного пласта Плотные
Трещиноватые
известняки Трещиновато-кавернозные известняки
Проницаемость пород k, мм20,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45
Пластовое давление Рпл, МПа 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 16,5 17,0 14,0
Внутренний диаметр скважины Dд, м 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215
Диаметр НКТ d,мм 60 73 60 73 60 73 60 73
Температура пласта Тпл, 0С 30 40 30 40 30 40 30 40
Диаметр водовода dоб, мм 60 60 60 60 60 60 60 60
Длина водоводаоб,м30 30 30 30 30 30 30 30
Наименование исходных данных Варианты
9 10 11 12 13 14 15
Глубина скважины Н, м 1820 1860 1900 1940 1980 2000 2040
Эффективная мощность пласта h, м 14 16 18 20 10 12 14
Тип и состав породы продуктивного пласта Трещиновато-кавернозные известняки Доломитизированные песчаники
Проницаемость пород k, мм20,5 0,1 0,2 0,3 0,4 0,45 0,5
Пластовое давление Рпл, МПа 14,5 15,0 15,5 16,0 16,5 17,0 17,5
Внутренний диаметр скважины Dд, м 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215 0,215
Диаметр НКТ d,мм 60 73 60 73 60 73 60
Температура пласта Тпл, 0С 30 40 30 40 30 40 30
Диаметр водовода dоб, мм 60 60 60 60 60 60 60
Длина водоводаоб,м30 30 30 30 30 30 30
4.РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ДВОУКОСЬЮ УГЛЕРОДА
Задача 4.1
Прямолинейный пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0 = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом η2 = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти μН = 4∙10-3 Па∙с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях μу = 0,05∙10-3 Па∙с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщениость (насыщенность смолами и асфальтенами) sH = 0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9.
Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет q=400 м3/сут, Kμ=2.45∙105 м/(Па∙с).
Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:
(4.1) Истинная скорость движения в области смешивания нефти и СО2 : (4.2)
Отсюда находим время t*, подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта:
(4.3)
Определим значение параметра:

и коэффициента конвективной диффузии:

По при малых λ по сравнению с β, в соответствии с формулой:
имеем: м.
При уточнении по полной формуле получим м.
Определяем среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью:
м3 (4.4) Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода равен:
VОП = bhml = 0,25∙250∙12∙500 = 375∙103 м3.
Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении ξ2 = 0 в воде будет растворяться 5 % СО2. Следовательно, α2 = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t*, определим по формуле:
(4.5)
VУB =1,0607∙0,25∙250∙12∙0,9∙0,05 (7,271∙10-7∙6,886∙107)1/2=253,3 м3.
Всего будет затрачен на оторочку объем СО2, равный:
VУ = 42 390 + 253,3 = 42,65∙103 м3.
По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%.
ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 4.1
Вариант 1 2 3 4 5
длина пласта l (м) 420 300 350 400 600
ширина пласта b (м) 240 180 200 300 550
нефтенасыщенная толщина h0 (м) 17 10 19 24 29
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения η2  0,77 0,8 0,69 0,85 0,71
Пористость m  0,20 0,25 0,23 0,22 0,18
вязкость нефти в пластовых условиях μН  (Па∙с) 5∙ 10-3 2∙ 10-3 3∙ 10-3 8∙10-3 1∙10-3
вязкость углекислого газа в пластовых условиях μу (Па∙с) 0,05∙10-3 0,05∙10-3 0,05∙10-3 0,05∙10-3 0,05∙10-3
насыщенность связанной водой sCB   0,07 0,06 0,05 0,08 0,077
Содержание смол и асфальтенов в нефти 22% 18% 16% 24% 12%
Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода.
5. РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПОЛИМЕРНЫМ РАСТВОРОМ

При фильтрация водного раствора полимеров по мере увеличения градиента давления скорость его движения возрастает все медленнее по сравнению со скоростью воды по закону Дарси – проявляются дилатантные свойства полимеров.

Рисунок 5.1 – Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от градиента давления grad P
Скорость фильтрации жидкости нелинейно зависит от изменения градиента давления, с каждым приращением градиента давления она возрастает все меньше и меньше. Формулу закона полимерного раствора можно представить  в виде:
, (5.1)
Где µВП QUOTE μн - вязкость водного раствора полимера.
С учетом фактора сопротивления R эту формулу записывают так:
, (5.2)
При фильтрации водного раствора полимера в пористой среде, перепад давления возрастает более динамично, чем это следует из закона Дарси. При этом, фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией с пористой средой. При незначительных концентрациях полимера в водном растворе можно с пользоваться изотермой Генри. В результате сорбции полимеров с пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции. Впереди фронта сорбции полимера в пласте движется вода, практически не содержащая полимеров.
Задача 5.1
Рассмотрим эффективность применения полимерного вытеснения нефти из пласта:
Из пласта длиной l = 200 м, шириной b = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, h =20 м вытесняется нефть водным раствором полиакриламида. Вязкость нефти в пластовых условиях µн=7∙10-3 Па∙с, вязкость воды µв= 10-3 Па∙с , пористость пласта m = 0,2; sсв=0,05. Параметр изотермы сорбции Генри а=0,25 м3/м3.
Принимаем, что относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором полимеров, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщенности (рисунок 2.9), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным S* = 0,65; S** = 0,7.
Расход закачиваемой в пласт воды q=800 м3/сут. Определим время t∙ подхода к концу пласта (x=l) нефтяного вала х∙, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором полимеров происходит поршневым образом.
Положим S1=S**=0,7; S3=S*=0,65. Следовательно конечная нефтеотдача при применении водного раствора полимеров возрастает на 5% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении.
Определим скорость фильтрации воды:
, (5.3)
Отношение скорости фронта сорбции wсор к скорости фильтрации v равно:
, (5.4)
Отсюда wсор= 0,1447∙10-5∙0,242 = 0,35∙10-6 м/с.
= ≈ 50,51, (5.5)

Относительная проницаемость: 1 – для нефти при вытеснении ее водой; 2 – для нефти при вытеснении ее водным раствором полиакриламида; 3 – для воды; 4 – для водного раствора ПАВ
Рисунок 5.2. - Зависимость относительных проницаемостей (k) для нефти и воды, а также для и нефти и водного раствора полиакриламида от водонасыщенности (S)
После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть уравнения , получим:
, (5.6)
Таким образом:
, (5.7)
Отсюда S2 = 0,627. Следовательно скорость движения в области смешивания нефти и полимерного раствора:
, (5.8)
Для того чтобы фронт вытеснения нефти преодолел длину пласта потребуется: (5.9)
За это время в пласт будет закачано 1,667∙106 м3 (800 м3/сут.∙5,71года∙365 дней в году) водного раствора полиакриламида. При концентрации полимера в воде 0,5 кг на 1 м3 в пласт будет введено 835 тонн полиакиламида.
ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 5.1
Вариант 1 2 3 4 5
длина пласта l (м)
420 300 350 400 600
ширина пласта b (м) 240 180 200 300 550
нефтенасыщенная толщина h (м) 17 25 29 37 31
Пористость m  0,20 0,25 0,21 0,18 0,25
вязкость нефти в пластовых условиях μН  (Па∙с) 8∙10-3 14∙10-3 23∙10-3 30∙10-3 32∙10-3
Расход закачиваемого в пласт водного раствора ПАА q (м3/сут) 450 600 700 850 820
насыщенность связанной водой sCB  0,07 0,06 0,05 0,08 0,077
Параметр изотермы сорбции Генри а (м3/м3) 0,25 0,24 0,22 0,27 0,20
Определить основные параметры вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА: (скорость фильтрации, отношение скорости фронта сорбции к скорости фильтрации, скорость движения в области смешивания нефти и полимерного раствора, время прохождения водного раствора ПАА по длине пласта, объем закачивания водного раствора ПАА в нефтяной пласт)
6. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ
К тепловым методом увеличения нефтеотдачи относится закачка в пласт теплоносителя (горячей воды или пара). Засчет превышения температуры закачиваемого теплоносителя над пластовой температурой происходит передача тепла пластовым флюидам. Динамическая вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, глобулы нефти, «прилипшие» к оверхности поровых каналов, отрываются. Происходит тепловое расширение коллектора, нефти, воды, и что и ведет к увеличению нефтеотдачи.
6. 1 Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды
Задача6.1
В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель – горячая вода. Глубина скважины Η=1300м; геотермический градиент Гт=0,01°С; диаметр скважины dc=0,168м; расход закачиваемой в пласт воды qв=500м3/сут; температура воды на устье Ту=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород λоп=2,33Вт/(м・К); температуропроводность пород χоп=8,55・10-7 м2/с; плотность воды ρв=103 кг/м3; теплоемкость воды св=4,2кДж/(кг・К). На некоторой глубине под землей имеется некоторый слой пород, называемый нейтральным, в котором температура не зависит от климатических условий на поверхности. Температура нейтрального слоя θ0 = 10 °С. Требуется определить температуру Тз на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды.
Решение
Температуру воды на забое скважины определяем по формуле А. Ю.
Намиота:
Т3= θ0+Гmβ0β0H-1+Ty-θ0+Гmβ0exp-β0H (6.1)
Гдеβ0=2πλonqвсвρвlnr(t)rcrt=2ΧontПри выводе формулы (6.1) предполагалось, что теплопроводность окружающих пород в направлении, перпендикулярном к оси скважины, равна реальной, а в направлении, параллельном ее оси, - нулю. Подставив исходные данные, получим
rt=28,55∙10-7∙3,15∙107=10,4м;β0=2∙3,14∙10-35,79∙10-3∙4,2∙1000∙ln10,40,082=1,75∙10-41мТЗ=10+0,011,75∙10-41,75∙10-4∙1300-1+180-10+0,011,75∙10-4exp-1,75∙10-4∙1300=146,7c0Ответ
Температура на забое нагнетательной скважины через один год после
начала закачки в пласт горячей воды будет равна 146,7oC.
Варианты для самостоятельного решения задачи 6.1
№ H ГтdcqвТyλoпΧоп,10-7ρвсвθ01 1900 0,03 0,168 500 250 2,33 8,55 1034,2 39
2 1900 0,03 0,168 490 245 2,33 8,5 1034,2 38
3 1900 0,03 0,168 480 240 2,33 8,45 1034,2 37
4 1800 0,03 0,168 470 235 2,33 8,4 1034,2 36
5 1800 0,03 0,168 460 230 2,33 8,35 1034,2 35
6 1800 0,03 0,168 450 225 2,3 8,3 1034,2 34
7 1700 0,025 0,168 440 220 2,3 8,25 1034,2 33
8 1700 0,025 0,168 430 215 2,3 8,2 1034,2 32
9 1700 0,025 0,168 420 210 2,3 8,15 1034,2 31
10 1600 0,025 0,168 410 205 2,3 8,1 1034,2 30
11 1600 0,025 0,110 400 200 2,22 8,05 1034,2 29
12 1600 0,025 0,110 390 195 2,22 8 1034,2 28
13 1500 0,02 0,110 380 185 2,22 7,95 1034,2 27
14 1500 0,02 0,110 370 180 2,22 7,9 1034,2 26
15 1500 0,02 0,110 360 175 2,22 7,85 1034,2 25
16 1400 0,02 0,110 350 170 2,2 7,8 1034,2 24
17 1400 0,02 0,110 340 165 2,2 7,75 1034,2 23
18 1400 0,02 0,110 330 160 2,2 7,7 1034,2 22
19 1300 0,015 0,110 320 155 2,2 7,65 1034,2 21
20 1300 0,015 0,110 310 150 2,2 7,6 1034,2 20
21 1300 0,015 0,124 300 145 2,12 7,55 1034,2 19
22 1200 0,015 0,124 290 140 2,12 7,5 1034,2 18
23 1200 0,015 0,124 280 135 2,12 7,45 1034,2 17
24 1200 0,015 0,124 270 130 2,12 7,4 1034,2 16
25 1100 0,01 0,124 260 125 2,12 7,35 1034,2 15
26 1100 0,01 0,124 250 120 2,1 7,3 1034,2 14
27 1100 0,01 0,124 240 115 2,1 7,25 1034,2 13
28 1000 0,01 0,124 230 110 2,1 7,2 1034,2 12
29 1000 0,01 0,124 220 105 2,1 7,15 1034,2 11
30 1000 0,01 0,124 210 100 2,1 7,1 1034,2 10
6.2. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины
При вытеснении нефти из пласта паром для определения площади
прогрева необходимо знать степень сухости пара на забое нагнетательной
скважины.
Задача 6.2
С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины Η=250м; диаметр скважины dc=0,143м; темп нагнетания пара qп=500т/сут; степень сухости пара на устье Ху=0,8; температура пара Тп=250°С; средняя начальная температура в скважине Тср=15°С; скрытая теплота парообразования ξп=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород λоп=8,1Вт/(м・К); температуропроводность окружающих скважину пород χоп=2,89・10-6 м2/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки.
Решение
Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно
вычислить, используя следующую зависимость:
X3=Xy-2πλon∆TnHqnrnlnd(t)dc (6.2)
dt=4Xont∆Tn=Tn-TсрХз— степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t.
Тогда
ΔTn=250-15=235 c0dt=42,89∙10-6∙3,154∙107=38,2мПодставив в формулу соответствующие значения, получим
ХЗ=0,8-2∙3,14∙8,1∙10-3∙235∙2505,787∙1750∙ln38,20,143=0,747Ответ
Степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после
начала закачки будет равна 0,747.
Варианты для самостоятельного решения задачи 6.2
№ H XydcqпTпλопXoп ,10-6Tсрξп1 650 0,93 0,168 500 250 8,55 2,33 39 2450
2 650 0,93 0,168 490 245 8,5 2,33 38 2400
3 650 0,93 0,168 480 240 8,45 2,33 37 2350
4 600 0,93 0,168 470 235 8,4 2,33 36 2300
5 600 0,93 0,168 460 230 8,35 2,33 35 2250
6 600 0,93 0,168 450 225 8,3 2,3 34 2200
7 550 0,92 0,168 440 220 8,25 2,3 33 2150
8 550 0,92 0,168 430 215 8,2 2,3 32 2100
9 550 0,92 0,168 420 210 8,15 2,3 31 2050
10 500 0,92 0,168 410 205 8,1 2,3 30 2000
11 500 0,92 0,110 400 200 8,05 2,22 29 1950
12 500 0,92 0,110 390 195 8 2,22 28 1900
13 450 0,82 0,110 380 185 7,95 2,22 27 1850
14 450 0,82 0,110 370 180 7,9 2,22 26 1800
15 450 0,82 0,110 360 175 7,85 2,22 25 1750
16 400 0,82 0,110 350 170 7,8 2,2 24 1700
17 400 0,82 0,110 340 165 7,75 2,2 23 1650
18 400 0,82 0,110 330 160 7,7 2,2 22 1600
19 350 0,85 0,110 320 155 7,65 2,2 21 1550
20 350 0,85 0,110 310 150 7,6 2,2 20 1500
21 350 0,85 0,124 300 145 7,55 2,12 19 1450
22 300 0,85 0,124 290 140 7,5 2,12 18 1400
23 300 0,85 0,124 280 135 7,45 2,12 17 1350
24 300 0,85 0,124 270 130 7,4 2,12 16 1300
25 250 0,8 0,124 260 125 7,35 2,12 15 1250
26 250 0,8 0,124 250 120 7,3 2,1 14 1200
27 250 0,8 0,124 240 115 7,25 2,1 13 1150
28 200 0,8 0,124 230 110 7,2 2,1 12 1100
29 200 0,8 0,124 220 105 7,15 2,1 11 1050
30 200 0,8 0,124 210 100 7,1 2,1 10 1000
6.3 Расчет площади прогретой части пласта при закачке в нагнетательную скважину пара
Задача 6.3
Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин – площадная. Темп закачки пара в одну нагнетательную скважину qп=287,7 т/сут; степень сухости пара на забое нагнетательной скважины Хз=0,6; скрытая теплота испарения ξп=1250кДж/кг; теплоемкость горячей воды св=4,2 кДж/(кг-К); температура пара Тп=340 °С; толщина пласта h = 45 м; коэффициент охвата пласта процессом по толщине η2=0,8; начальная температура пласта Т0=25 °С; теплопроводность пласта и окружающих его пород λпл= λоп= 2,205 Вт/(м・К); плотность пласта и окружающих его пород ρпл = ρоп = 2600 кг/м3; теплоемкость пласта и окружающих его пород спл = соп = 0,85 кДж/(кг・К).
Рассчитать площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара.
Решение
Площадь прогретой части пласта определим по формуле Маркса-
Лангенхейма:
Sпр=qmhηcплρпл∆Tn4λonconρonexpτ erfc τ+τπ-1 (6.3)
где qт – темп подачи тепла в пласт, кДж/с;
qm=qnXnξn+qncв∆Tn (6.4)
τ=4λonconρonth2η2cпл2ρпл2 (6.4)
∆Tn=Tn-T0 (6.6)
В методике Маркса-Лангенхейма использовали следующие допущения.
1. Теплопроводность пласта в направлении, параллельном напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном - бесконечности.2. Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту – нулю.
Подставив исходные данные в формулы, получим
ΔP=340-25-3150C
qm=3,33∙0,6∙1250+3,33∙4,2∙315=6902кДж/с
τ=4∙2,205∙10-3∙0,85∙3,154∙107(45)2∙(0,8)2∙(0,85)2∙(2600)2=0,097 erfcτ=erfc0,3116=0,66Тогда
Sпр=6903∙45∙0,8∙0,85∙2600315∙4∙2,205∙10-3∙0,85∙26000,726+0,352-1=6949м2Ответ
Площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара составит 6949 м2.
Варианты для самостоятельного решения задачи 6.3
№ h X3cопqпТпλопρопТ0ξпcвη21 65 0,83 0,868 500 250 3,55 2330 39 2450 4,2 0,8
2 60 0,83 0,868 490 245 3,5 2330 38 2400 4,2 0,79
3 55 0,83 0,868 480 240 3,45 2330 37 2350 4,2 0,78
4 60 0,83 0,868 470 235 3,4 2330 36 2300 4,2 0,77
5 60 0,83 0,868 460 230 3,35 2330 35 2250 4,2 0,076
6 60 0,83 0,868 450 225 3,3 2330 34 2200 4,2 0,75
7 55 0,72 0,868 440 220 3,25 2330 33 2150 4,2 0,74
8 55 0,72 0,868 430 215 3,2 2330 32 2100 4,2 0,73
9 55 0,72 0,868 420 210 3,15 2330 31 2050 4,2 0,72
10 50 0,72 0,868 410 205 3,1 2330 30 2000 4,2 0,71
11 50 0,72 0,810 400 200 3,05 2220 29 1950 4,2 0,70
12 50 0,72 0,810 390 195 3 2220 28 1900 4,2 0,69
13 45 0,62 0,810 380 185 3,95 2220 27 1850 4,2 0,68
14 45 0,62 0,810 370 180 2,9 2220 26 1800 4,2 0,67
15 45 0,62 0,810 360 175 2,85 2,22 25 1750 4,2 0,66
16 40 0,62 0,810 350 170 2,8 2200 24 1700 4,2 0,65
17 40 0,62 0,810 340 165 2,75 2200 23 1650 4,2 0,64
18 40 0,62 0,810 330 160 2,7 2200 22 1600 4,2 0,63
19 35 0,55 0,810 320 155 2,65 2200 21 1550 4,2 0,62
20 35 0,55 0,810 310 150 2,6 2200 20 1500 4,2 0,61
21 35 0,55 0,824 300 145 2,55 2120 19 1450 4,2 0,60
22 30 0,55 0,824 290 140 2,5 2120 18 1400 4,2 0,59
23 30 0,55 0,824 280 135 2,45 2120 17 1350 4,2 0,58
24 30 0,55 0,824 270 130 2,4 2120 16 1300 4,2 0,57
25 25 0,5 0,824 260 125 2,35 2120 15 1250 4,2 0,56
26 25 0,5 0,824 250 120 2,3 2100 14 1200 4,2 0,55
27 25 0,5 0,824 240 115 2,25 2100 13 1150 4,2 0,54
28 20 0,5 0,824 230 110 2,2 2100 12 1100 4,2 0,53
29 20 0,5 0,824 220 105 2,15 2100 11 1050 4,2 0,52
30 20 0,5 0,824 210 100 2,1 2100 10 1000 4,2 0,51
6.4 Расчет основных показателей разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения
Рассчитать основные показатели разработки пятиточечного элемента участка пласта методом создания внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).
Исходные данные для расчета показателей разработки залежи приведены в табл. 6.1
Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета показателей разработки нефтяной залежи методом ВДОГ
Наименование исходных параметров Значение
Толщина пласта h, м 6
Коэффициент открытой пористости породы пласта m 0.28
Пластовая температура t0C 21
Плотность нефти в пластовых условиях ρ, кг/м3 945
Плотность воды ρ, кг/м3 1000
Нефтенасыщенность пород пласта Sн 0.72
Водонасыщенность SВ 0.23
Расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами l. м 150
Абсолютное давление на забое эксплуатационных скважин РЗ, МПа 8
Радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин rc, м 0.084
Эффективная проницаемость породы для окислителя (воздух) k, мД176
Объемный коэффициент охвата пласта очагом горения Av 0.575
Безразмерный параметр формы фронта горения id 6.06
Коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения ήн0.4
Лабораторными экспериментами на модели пласта установлено
Пористость m’ 0.4
Расход топлива (удельное количество коксового остатка)
g’ко,кг/м3 21
Удельный расход окислителя Vост, м3/кг 12
Количество образующейся реакционной воды gв, кг/м3 25
Теплота сгорания нефти Qh, ккал/кг 10000
Теплота сгорания газообразных продуктов Qг, ккал/м3 300
Вязкость окислителя при пластовой температуре μОК, мПа∙с0.018
Минимальная скорость перемещения фронта горения wф, м/сут0.0375
Максимальная скорость перемещения фронта горения w’ф, м/сут0.15
РЕШЕНИЕ
Определяем удельное количество коксового остатка в породе пятиточечного элемента участка пласта.
gко= g’ко1-m1-m' =25.2 кг/м3 (6.7)
Объем окислителя (воздуха), требующегося для выжигания единицы объема пласта составит:
Vок =Vост ∙ gко = 302 м3/м3 (6.8)
Применяя минимальную скорость перемещения фронта горения определим минимальную плотность потока окислителя:
Vf = vок∙wф=11,3 м3/сут∙м2 (6.9)
Используя объемный коэффициент охвата пласта очагом горения определим суммарный объем требующегося окислителя для выработки одного пятиточечного элемента системы разработки пласта:
υ= 4l2 ∙h∙Vок∙AV = 51∙106 м3 (6.10)
Определяем предельный максимальный расход окислителя:
Vтпр= l∙h∙vf∙id=61,6 м3/сут (6.11)
Для сокращения срока разработки пятиточечного элемента участка пласта принимаем максимальную скорость перемещения фронта горения и определяем продолжительность первого периода разработки, при котором расход окислителя достигнет значения Vтпр:
t1=VТПР2πhVОКw'ф2=240сут (6.12)
Количество израсходованного за этот период окислителя составит:
υ1=12 ∙Vтпр∙t1=7,4 ∙ 106 м3 (6.13)
Количество окислителя, израсходованного в основной период разработки, при этом составит:
υ2 = υ - 2υ1 = 36,2∙106 м3 (6.14)
Продолжительность основного периода:
t2=υ2VТПР=588 сут (6.15)
Общая продолжительность разработки всего пятиточечного элемента участка пласта методом ВДОГ составит:
t = 2t1 +t2 = 1068 сут. Абсолютное давление на устье нагнетательной скважины [кгс/см ]2 определяется по формуле:
pн=pз2+VТпрμокt+2737.4kэh∙lnl2rсw'фt1-1.2380.5=8МПа (6.16)Для вычисления коэффициента нефтеотдачи необходимо знать количество коксового остатка Sо и углеводородного газа SТХ, выраженное в долях от порового объема:
SO=gкоρнm=0.095; SТХ=SOVостQгQн=0.034 (6.17)Используя известный объемный коэффициент охвата пласта очагом горения и коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения определим общий коэффициент нефтеотдачи:
ηн= Av1- S0 + SтхSн +η'н1-Av=0.642 (6.18)Зная общий коэффициент нефтеотдачи, определим количество извлекаемой нефти на площади пятиточечного участка пласта (S=4/) при его разработке методом ВДОГ:
VН = S∙h∙m∙Sн ∙ηн = 34,9∙103 м3 (6.19)Определяем удельное количество образующейся реакционной воды:
gв =g'в1-m1-m'=30кгм3 (6.20)Суммарное количество получаемой воды вычисляем по формуле:
Vв=AVShsвm+gвρв=14,6∙103 м3 (6.21)Принимаем допущение о том, что дебит нефти одного пятиточечного элемента пласта прямо пропорционален расходу окислителя для выработки этого элемента. Исходя из этого допущения, определим дебит нефти элемента в основной период разработки [м3/сут]:
q2н=VНυVТПР=42,2м3сут (6.22)Дебит нефти в первый период разработки q1н будет линейно возрастать от 0 до q2н, а в третий период будет убывать от q2н до 0.
7. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП
7.1 Расчет давления гидроразрыва пластов
Фирмой «Frасmаstеr» путем закачки меченых атомов установлено, что при ГРП на глубинах более 1000 м образуется вертикальная трещина. Поэтому для аналитической оценки давления начала образования трещины и ее распространения можно воспользоваться формулой
(7.1)
где - коэффициент Пуассона породы пласта;
g – ускорение свободного падения, м/с2; (g=9.8 м/с2)
Н – глубина залегания середины продуктивного пласта, м;
п – среднее значение плотности породы, залегающей от поверхности до подошвы пласта, кг/м3; (п – 2600 кг/м3)
Рпл – пластовое давление, Па;
Е – модуль Юнга, Па;
- удельная поверхностная энергия, Дж/м2;
Lтр – полудлина трещины, м;
(7.2)
(7.3)
б – постоянная Биотта; (αб = 0,8.)
Ст – сжимаемость матрицы;
Сп – сжимаемость породы.
При расчете давления гидроразрыва пласта для условий газоконденсатных залежей Уренгойского и Ямбургского месторождений с достаточной степенью точности можно принять следующие величины параметров, входящих в формулу (1): средняя плотность породы п – 2600 кг/м3; удельная поверхностная энергия для песчаника 400 – 600 Дж/м2; постоянная Биотта аб – 0,8. Величину модуля Юнга Е и коэффициент Пуассона можно оценить по формулам (4) и (5) для условий Западной Сибири
Е = [2,02 + 0,002 – Н – 1,33 т – 3,7 т2 – lg (Кпр)]104; (4)
= 0,531 – 0,1 Н – 0,207т – 0,192 lg (Кпр) т2,(5)
гдеН – глубина залегания, км;
т – пористость, доли единиц;
Кпр - проницаемость, мм2.
Приведенные формулы применимы для глубин Н = 1,73,3 км и проницаемостей Кпр = 11000 мм2.
Давление, оцененное аналитическим путем, может существенно отличаться от истинного, так как физические свойства породы пласта недостаточно изучены. Поэтому на первой стадии внедрения ГРП следует уточнить давление ГРП экспериментальным путем.
Задача 7.1
Рассчитать давление ГРП для условий указанных в таблице соответствующего варианта.
Таблица 7.1 – Числовые данные условий по вариантам
№ Варианта H, км PПЛ, МПа Lтр, м , Дж/м2Кпр, мм21 1,7 15 0,1 400 26
2 1,8 15,5 1,0 420 250
3 1,9 16 2,5 440 500
4 2,0 16,5 5,0 460 750
5 2,1 17 7,5 480 900
6 2,2 17,5 10,0 500 17
7 2,3 18 12,5 530 300
8 2,4 18,5 0,1 560 600
9 2,5 19 1,0 590 850
10 2,6 19,5 2,5 600 950
7.2 Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенномколлектореГидродинамическая система пласт-трещина моделируются как двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС), пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на рисунке 2.1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.
Приток жидкости определяется по формуле:
Q=40SVSdS (7.4)
где: S – площадь полутрещины;
V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле:
V=2k2μL P0 -P1x,te-3λ1t-t1 (7.5)
Где
λ1=χ2L2 (7.6)
k2-коэффициент проницаемости пласта; μ динамическая вязкость флюида; χ - коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи; P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны дренирования.
t1=L212χ2 (7.7)
Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейно- параллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:
P1x=Pc+P0-Pcxl,0≤x≤l; (7.8)
где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:
hx=h2+h1-h2xl (7.9)
где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h2 – высота трещины на забое скважины, h1 – высота окончания трещины.

Рисунок 7.1 – Форма трещины ГРП.
dS=hxdx (7.10)
Подставляя (2.2), (2.4), (2.5), (2.6) в (2.1), после интегрирования получим
Q=4k23μL P0-Pcl2h2+h1e-3λ1t-t1 (7.11)При t≤t1 экспонента равна единице, t1 - время достижения давления в НПС. Формула (2.8) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.
Задача 7.2
Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k1=25 мД = 2510-15 м2 – проницаемость первого прослоя, k2=5 мД=510-15м2 – проницаемость второго прослоя, β*=1,5∙10-10 1/Па коэффициент упругоемкости пласта), μ=2∙10-3 Па∙с, h1=8 м, h2=10 м, Р0=24 МПа, Рс=12 МПа, l= 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.8) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ1 и значения t1 – времен достижения границы зоны дренирования.
Ответ
Для первого высокопроницаемого прослоя Q1=72,6м3/сут., для второго Q2=14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.
Варианты для самостоятельного решения задачи 7.2
№ L k1 k2 β μ h1 h2 P0 Pc l1. 100 15 3 0,5 0,3 1 10 25,5 10 79
2. 110 16 4 0,6 0,4 1,2 10,1 25,6 10,1 79
3. 120 17 5 0,7 0,5 1,4 10,2 25,7 10,2 78
4. 130 18 6 0,8 0,6 1,6 10,3 25,8 10,3 77
5. 140 19 7 0,9 0,7 1,8 10,4 25,9 10,4 76
6. 150 20 8 1 0,8 2 10,5 26 10,5 75
7. 160 21 9 1,1 0,9 2,2 10,6 26,1 10,6 74
8. 170 22 10 1,2 1 2,4 10,7 26,2 10,7 73
9. 180 23 11 1,3 1,1 2,6 10,8 26,3 10,8 72
10. 190 24 12 1,4 1,2 2,8 10,9 26,4 10,9 71
11. 200 25 13 1,5 1,3 3 11 26,5 11 70
12. 210 26 14 1,6 1,4 3,2 11,1 26,6 11,1 69
13. 220 27 15 1,7 1,5 3,4 11,2 26,7 11,2 68
14. 230 28 16 1,8 1,6 3,6 11,3 26,8 11,3 67
15. 240 29 17 1,9 1,7 3,8 11,4 26,9 11,4 66
16. 250 30 18 2 1,8 4 11,5 27 11,5 65
17. 260 31 19 2,1 1,9 4,2 11,6 27,1 11,6 64
18. 270 32 20 2,2 2 4,4 11,7 27,2 11,7 63
19. 280 33 21 2,3 2,1 4,6 11,8 27,3 11,8 62
20. 290 34 22 2,4 2,2 4,8 11,9 27,4 11,9 61
21. 300 35 23 2,5 2,3 5 12 27,5 12 60
22. 310 36 24 2,6 3,4 5,2 12,1 27,6 12,1 59
23. 320 37 25 2,7 2,5 5,4 12,2 27,7 12,2 58
24. 330 38 26 2,8 2,6 5,6 12,3 27,8 12,3 57
25. 340 39 27 2,9 2,7 5,8 12,4 27,9 12,4 56
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам/ С.И. Иванов – М.: «Недра-Бизнесцентр», 2006 – 565с.
Лушпеев В.А., Основы разработки нефтяных и газовых месторождений/ В.А. Лушпеев, В.М. Мешков, Г.К. Ешимов – Тюмень, 2011. – 245с
Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов/ М. Л. Сургучев – М.: Недра, 1985. – 308с.
Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов / Б.М. Сучков – Москва-Ижевск: «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. – 688 с.
Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь: «ПНИПИ», 2013. – 177 с.
Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы
http://educon.tsogu.ru- система поддержки дистанционного обучения.
http://elib.tsogu.ru/ - электронная библиотечная система eLib.
http://educon.tsogu.ru – электронная библиотечная система издательство «Лань»
Учебное издание
Янукян Арам ПогосовичМЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Оформитель: К.С. Чернышова, специалист кафедры «Нефтегазовое дело»
Подписано в печать 01.04.2016. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 12,5.
Тираж 50 экз. Заказ № 438.
Подписано к печати01.04.2016Бум.писч. №1
Заказ №00281Уч.изд.л. 36
Формат60/90 1/16Усл.печ.л. 2,25
Отпечатано наRISO GD 3750 Тираж 100 экз.
Отпечатано в типографии ООО «Озон» 628400, г. Сургут, пр. Мира, 44/1
Сургутский институт нефти и газа (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»
628400, г. Сургут, Тюменская обл., ул. Энтузиастов, 38

Приложенные файлы

  • docx 9634729
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 3

Добавить комментарий