5. Методы воздействия на нефтяные пласты
Для повышения эффективности естественных режимов работы залежей применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону.
5.1. Методы поддержания пластового давления
Методы поддержания пластового давления позволяют сократить сроки разработки залежей за счёт более интенсивных темпов отбора нефти и газа. К этим методам относятся заводнение пласта и закачка газа в газовую шапку.
Заводнение пласта может быть законтурным, приконтурным и внутриконтурным.
Метод законтурного заводнения применяют при разработке небольших залежей и заключается в закачке в пласт воды под давлением до 20 МПа через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности залежи на расстоянии 100 метров и более (рис. 5.1). Эксплуатационные скважины располагают внутри внешнего контура нефтеносности и параллельно ему. В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в залежи поддерживается на высоком уровне.
По мере разработки залежи внешний контур нефтеносности сжимается, эксплуатационные скважины переходят в режим работы нагнетательных.
Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в местах, заполненных водой. Нагнетательные скважины располагают либо вблизи внешнего контура нефтеносности, либо непосредственно на нём.
Рис. 5.1. Схема законтурного заводнения пласта:
1 – нагнетательные скважины;
2 – эксплуатационные скважины;
3 – внешний контур нефтеносности пласта
Метод внутриконтурного заводнения применяют для больших залежей, занимающих значительную площадь. Месторождение искусственно разделяется на участки, которые законтурно заводняются.
Рис. 5.2. Схема внутриконтурного заводнения пласта:
1 – нагнетательные скважины;
2 – эксплуатационные скважины;
3 – внешний контур нефтеносности пласта
Методами заводнения искусственно создаётся жёстководонапорный режим работы залежи.
Метод закачки газа в газовую шапку пласта. В этих целях применяют попутный нефтяной газ, отделённый при подготовке нефти. В результате увеличивается давление на поверхность газонефтяного контакта и повышается дебит скважин.
В качестве нагнетательных используют отработавшие нефтяные скважины, вскрывшие верхнюю часть пласта или бурят специальные скважины (рис. 5.3). Газ вводят при давлениях выше пластового на 10…20%. При закачке газа искусственно создаётся газонапорный режим работы залежи. Применяют этот метод редко в связи с дороговизной процесса.
Рис. 5.3. Схема закачки газа в газовую шапку пласта:
1 – нагнетательные скважины;
2 – эксплуатационные скважины;
3 – внешний контур нефтеносности пласта;
4 – внешний контур газоносности пласта
5.2. Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны
Эти методы также позволяют сократить сроки разработки залежей за счёт более интенсивного отбора нефти.
По мере разработки залежи происходит засорение призабойной зоны – заполнение пор твердыми и разбухшими частицами породы, асфальто-смолистыми веществами, кристаллами неорганических солей, твёрдыми парафинами. Для повышения проницаемости пор пласта применяют механические, химические и физические методы.
1. Механические методы – это гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.
Гидроразрыв пласта – это закачка в него под давлением до 60 МПа нефти, воды, нефтепродуктов и других жидкостей. В результате в породе образуются новые и расширяются уже существующие трещины. Чтобы трещины в дальнейшем не закрылись, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики. Этот метод наиболее эффективен при низкой проницаемости пласта и дает увеличение дебита скважин в 2…3 раза.
Гидропескоструйная перфорация – процесс создания отверстий в стенке эксплуатационной колонны, цементной оболочке и породе за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок перфоратора. Рабочая жидкость с содержанием песка 50…200 г/л закачивается в скважину с расходом 3…4 л/с. На выходе из насадок перфоратора ее скорость составляет 200…260 м/с, а перепад давления 18…22 МПа. При таких условиях скорость перфорации составляет 0,6…0,9 мм/с.
Торпедирование скважин – это воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают взрывчатку и подрывают её. Ударная волна вызывает растрескивание отложений и вынос осадков из каналов пор породы.
2. Химические методы – это обработка призабойной зоны кислотами, растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), органическими растворителями и другими химическими реагентами.
Кислотная отработка призабойной зоны производится соляной, плавиковой, уксусной, серной или угольной кислотами.
Соляная кислота НСl, используемая в виде 8…15%-го раствора, растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесённые в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции:
CaCO3 + 2HCl = CaCl2+ H2O + CO2
MgCO3 + 2HCl = MgCl2 + H2O + CO2
Полученные в результате хлориды кальция и магния растворяются в воде и удаляются с продукцией скважин, образуя новые пустоты и каналы.
Плавиковая кислота НF в смеси с соляной кислотой предназначена для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры во время бурения или глушения скважины.
Уксусная кислота СН3СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме этого, уксусная кислота предотвращает выпадение в осадок гидрооксида железа Fe(OH)3.
Серную кислоту Н2SО4 используют в концентрированном виде (98%). Во-первых, при её смешении с пластовой водой происходит выделение тепла, что приводит к снижению вязкости нефти и увеличению дебита скважин. Во-вторых, при химическом взаимодействии серной кислоты с алкилароматическими углеводородами образуются поверхностно-активные вещества (алкилбензолсульфонаты), которые облегчают проницаемость нефти по порам пласта. Концентрированная серная кислота не разрушает металл скважины. Коррозия начинается при разбавлении кислоты водой.
Применять серную кислоту можно только для нефтяных пластов, образованных песчаниками. А в известняках и доломитах образуется нерастворимый сульфат кальция СаSO4, забивающий поры пласта и ухудшающий проницаемость призабойной зоны.
Угольная кислота применяется для пород, содержащих в порах пласта карбонаты кальция и магния и асфальто-смолистые отложения.
Обработка призабойной зоны растворами ПАВ предназначена для очистки каналов пор от воды и разбухших частиц. Дело в том, что вода, попадая на забой скважины, закупоривает часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вода вызывает разбухание и разрушение глинистых частиц породы, которые также забивают каналы пор.
ПАВ снижают поверхностное натяжение на границе воды с нефтью, газом и породой. При этом размер капель воды в порах уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ делает поверхность пор несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что также улучшает фильтрацию последней.
Обработка призабойной зоны органическими растворителями и химическими реагентами предназначена для очистки каналов пор от асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Для этих целей применяют газовый конденсат, газовый бензин, толуол, реагент СНПХ и др.
3. Физические методы – это тепловая обработка и вибровоздействия.
Тепловая обработка призабойной зоны предназначена для удаления из каналов пор пласта парафиновых и асфальто-смолистых отложений. Для этого применяют горячую нефть, водяной пар, электронагрев, термоакустическое и высокочастотное электромагнитоакустическое воздействие.
Вибровоздействия на призабойную зону – это обработка пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отражённые волны. Путём подбора частоты колебания можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут растрескивания отложений в порах и увеличится проницаемость пласта.