Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой

С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт — главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте [3].

Физические методы увеличения дебита скважин

Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи  не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта [3].

К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:  • гидроразрыв пласта;  • горизонтальные скважины;  • электромагнитное воздействие;  • волновое воздействие на пласт;  • другие аналогичные методы.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширение некото­рых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважи­ну жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обес­печить высокую проницаемость, трещины наполняют закреп­ляющим агентом, например кварцевым песком. Под действи­ем горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью (см.рис.2.7, 2.8). Гидравли­ческий разрыв пласта применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые продуктивные пласты, а также при боль­шом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта.

О

Рисунок 2.7 Схема работ при ГРП

бразование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости из поверхности, становится больше местного гор­ного давления. Заметим, что образование новых трещин ха­рактеризуется резким снижением давления в устье скважины на 3 — 7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличе­нии. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который после ГРП должен увеличиться как ми­нимум в 3 — 4 раза, что считают критерием возможности за­крепления трещин песком.

Рисунок 2.8 Применение гидроразрыва пласта и кислотной обработки скважин: а — пласт перед воздействием; б — пласт после гидроразрыва; в — пласт (призабойная зона) после кислотной обработки; 1 — обсадная труба; 2 — ствол скважины; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — трещины в породе, образовавшиеся после гидроразмыва; 5 — порода, проницаемость которой увеличена в результате кислотной обработки

Трещины ГРП в неглубоких (до 900 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких -вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротив­ления, т.е. наименьшее горное давление.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных слан­цев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5 — 10 т песка при концентрации 50 — 200 кг/м³) и обеспечивают двухтрехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, га­зовых или приемистости нагнетательных скважин в низко­проницаемых пластах с загрязненной призабойной зоной.

С увеличением количества расклинивающего материала (песка) до 20 т проводят глубокопроникающий гидравличес­кий разрыв пласта (ГГРП), который содействует значитель­ному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100 — 150 м в длину при ширине 10 — 20 мм.

Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются ненью­тоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м³), обеспечи­вают увеличение проводимости широких закрепленных тре­щин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увели­чение проводимости трещин МГРП достигается за счет зна­чительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300 — 800 кг/м³ в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне 6 — 20 т. Продолжитель­ность эффекта увеличения дебита скважин после ГГРП обыч­но составляет 1,5 — 3 г.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм² при­меняют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время ко­торого развиваются трещины длиной до 1000 м. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50 %.

При мощных (глубокопроникающих) ГРП используют до­рогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляю­щие агенты, пакеры, оборудование устья).

Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и ГГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособ­ны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развивают­ся глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3 — 5 мм) вглубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при ГГРП гелями). При этом практически не возникают ситу­ации выпадания закрепляющего агента или упаковки трещи­ны, сопровождающейся ростом давления до допустимого. После этого в стволе скважины остается большая пробка за­крепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показа­тели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их сле­дует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями. В утвержденном Минтопэнерго РОР (1977 г.) установлены не­которые требования к расклинивающему материалу и жидко­стям гидроразрыва.

В качестве закрепляющих трещин материалов на глуби­нах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982 — 84, свыше 2400 м -- искусственные среднепроч-ностные по ТУ 39-014700-02 — 92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565 — 91 расклинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной осно­вах. Сведения о составах, свойствах полимерных водных и углеводородных систем, методах контроля и регулирования свойств, технологии их приготовления и применения, расчет­ные материалы для ведения процесса гидроразрыва приведе­ны в руководстве для проведения процесса ГГРП.

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуществляется в со­ответствии с пластовыми условиями (литологии, температуры, давления и т.п.). При этом учитывается совместимость вы­бранной жидкости с матрицей пласта и пластовыми флюида­ми. При содержании в пласте водочувствительных глин необ­ходимо использовать жидкость на углеводородной основе. Кроме того, такие жидкости обладают низким коэффициен­том инфильтрации и способны создавать более протяженные трещины.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) обеспечивать формирование трещин большой протя­женности при минимальных затратах;

2) обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклини­вающего материала и создания заданной раскрытости тре­щин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и до­статочной сдвиговой устойчивостью для обеспечения макси­мально возможной в конкретных геолого-технических усло­виях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего мате­риала в трещине гидроразрыва.

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме (рис.2.7): для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опус­кают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого дав­ления. Устье скважины обустраивают арматурой, например 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агре­гаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют ав­тоцистернами вместимостью по 20 м³ либо сливают в стацио­нарный резервуар (по 50 м³) общей вместимостью 100 — 300 м³. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320М) зака­чивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого цент­робежным насосом вначале только жидкость, а затем жид­кость с песком, направляются на выход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и дру­гое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шабло-нируют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва, которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м³/сут, вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000 — 3000 м). Да­лее нагнетают жидкость-песконоситель, обычно концентра­цией песка 50 — 200 кг/м³. Концентрация зависит от вязко- сти жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт про­давливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. После поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для экс­плуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновски­ми жидкостями.

Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий (расклинивающий) агент (кварцевый песок) в количестве О__с = 10-5-20 т, фракции 0,6—1 мм, жидкость разрыва пласта (У_р = 10-8-30 м³), жидкость-песконоситель (У_п = 100*300 м³), жидкость для продавливания в пласт песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепления, нагнетаемую после жидкости разрыва для пред­варительного раскрытия трещин, называют буферной жидко­стью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместной с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопро­ницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместной с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и недорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1 — 0,3 % поверхностно-активных веществ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ).

Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50 — 70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты. Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП являются темп и объем закачки, устьевое давление, концентрацию расклинивающего материала (песка, пропана) в суспензию [6].