Основные критерии выбора участков, на которых возможно и эффективно применение метода:
Объект для применения метода выбирается на основе предварительных микробиологических и гидрогеохимических исследований призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин.
В течение процесса закачанные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:
• спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних; • биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения; • биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы; • газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины [12].
Глава 3. Оптимизация расчета для метода увеличения нефтеотдачи (заводнения) с помощью исследований влияния температурных изменений на фильтрацию парафинистой нефти в коллекторе
О движении жидкости в пористых средах
Основными направлениями регулирования добычи нефти являются:
- ввод всех утвержденных запасов нефти в основную разработку;
- стабилизация и обеспечение рентабельной добычи нефти при оптимальных темпах отбора жидкости и закачки воды;
- достижение максимально возможного коэффициента нефтеотдачи пластов на месторождениях при минимальных затратах [8].
При разработке нефтегазового месторождения приходится иметь дело с движением жидкостей в пористых средах — фильтрацией. В таких фильтрационных процессах, как движение нефти в подземных пластах, жидкость движется по разветвленной системе сообщающихся между собой пор. У встречающихся на практике проницаемых сред (песка, глины, почвы, торфа и др.) поровое пространство имеет очень сложную и нерегулярную структуру, которая, к тому же, обычно не бывает, известна с достаточной точностью. Поэтому ясно, что прямое описание движения жидкости во всех деталях встретило бы значительные сложности. Однако, в большинстве случаев характерные линейные размеры пластов, в рассматриваемых задачах, много больше характерного размера пор (в случае зернистой среды, типа песка, много больше характерного размера зерен). Поэтому, для описания крупномасштабных явлений, пористый материал можно рассматривать как сплошную среду, характеристики которой (плотность, давление жидкости в порах и др.) в каждой точке рассчитываются, как средняя величина по некоторой окрестности, содержащей достаточно большое число пор [8]. В простейшем случае, когда жидкость движется вдоль тонкой трубки, заполненной пористым материалом, скорость фильтрации есть вектор u, направленный в сторону движения жидкости, величина которого равна объемному расходу жидкости (объему жидкости, протекающей в единицу времени) в расчете на единицу площади полного поперечного сечения трубки (включающего как поры, так и пористую среду). Важно подчеркнуть, что скорость фильтрации не равна скорости движения отдельных частиц жидкости. Если S — площадь поперечного сечения трубки, Sп — часть площади этого сечения, приходящаяся на поры, то постоянство объемного расхода однородной несжимаемой жидкости можно записать в виде:
Q = |u|S = vSп = const,
где Q — объемный расход жидкости через трубку, v — среднее значение проекции скорости частиц жидкости на ось трубки, вычисленное по площади сечения, занимаемой порами. Отсюда получаем:
т.е. средняя скорость частиц жидкости в 1/n раз больше скорости фильтрации. Введенная величина n называется просветностью; для многих пористых сред n ≈ m. В общем случае не одномерного движения жидкости в пористой среде скорость фильтрации определяется как вектор u, проекция которого на некоторое направление равна объемному расходу жидкости через единичную площадку, перпендикулярную данному направлению.
Многочисленные эксперименты показали, что при медленном стационарном движении несжимаемой жидкости в неподвижной изотропной пористой среде скорость фильтрации линейно зависит от градиента давления. Для движения жидкости в поле силы тяжести эта зависимость, называется законом Дарси и может быть записана в виде:
где p — давление в жидкости,
g — ускорение свободного падения,
µ — коэффициент вязкости жидкости,
k — коэффициент пропорциональности, называемый проницаемостью пористой среды.
Знак минус перед выражением в правой части учитывает тот факт, что в отсутствие силы тяжести жидкость движется в пористой среде из областей с большим давлением в области с меньшим давлением [13].
Темпы разработки нефтяного эксплуатационного объекта в значительной степени зависят от величины градиента давления в пластах:
grad=DР/L,
Где DР =Pпл. н—Рзаб. д— перепад давления между контуром питания и зоной отбора;
Рпл. н—пластовое давление на контуре питания (при заводнении—на линии нагнетания воды);
Рзаб. д—забойное давление в добывающих скважинах;
L—расстояние между контуром питания и зоной отбора.
Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L, путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин [15].
Одним из важных способов разработки нефтяных месторождений является заводнение, при этом добыча производится в разнообразных геолого-физических условиях, что предопределяет применение различных методов заводнения:
законтурного
внутриконтурного
блочного,
очагового,
избирательного
площадного и других.
В каждом конкретном случае выявленным геолого-физическим условиям отвечает свой метод заводнения. Эффективность осуществляемой системы разработки объекта во многом зависит от динамики добычи жидкости в третьей стадии. Процесс регулирования добычи осложняется ростом обводненности добываемой жидкости, снижением уровня и увеличением себестоимости добычи нефти. При этом уровень добычи сопровождается на поздней стадии разработки уменьшением действующего фонда скважин, ухудшением структуры запасов нефти, особенно для расчлененных, неоднородных объектов разработки.
Благодаря повышению давления нагнетания (увеличению числа нагнетательных скважин, работающих при повышенном давлении) накопленные объемы прироста закачки воды и добычи нефти продолжают увеличиваться, но при этом замедляются темпы роста вовлечения в разработку запасов нефти в малопродуктивных пластах. Это является косвенным доказательством необходимости одновременного совершенствования системы воздействия, без которого повышение давления нагнетания будет приводить лишь к интенсификации вытеснения вовлеченных в разработку запасов.
Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным, поддерживать на 10—20 % выше начального пластового. Это способствует не только увеличению годовой добычи нефти, но и более полному включению объема залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление на линии нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устье нагнетательных скважин при закачке воды [8].
Повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Необходимо учитывать вероятные последствия возможного гидроразрыва пласта.
При внутриконтурном заводнении, если давление нагнетания больше определенной величины, чем давлением, при котором породы с разной литологической характеристикой подвержены гидроразрыву, это может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добывающим скважинам по образующимся трещинам.
В условиях законтурного заводнения при высоком давлении нагнетания значительная часть закачиваемой в пласт воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область водонапорной системы. Возрастает также вероятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизонты с меньшим пластовым давлением.
Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового перевода скважин на механизированный способ эксплуатации, По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизированную эксплуатацию скважин следует применять с самого начала разработки. Высокопроодуктивные и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин.
В 1956 г. А. П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.