На головну

АНАЛІЗ РОБІТ ПО ЕФЕКТИВНОСТІ ЗАСТОСУВАННЯ МЕТОДІВ ЗБІЛЬШЕННЯ НАФТОВІДДАЧІ

В останні роки в Росії істотно вплинула зміна структури розробляються запасів. У структурі запасів нафти все більшу частку стали займати так звані важкодобувані запаси, які не можуть бути досить ефективно вироблені із застосуванням звичайних технологій заводнення. Якщо в 1980 році 50% видобувних свердловин мали дебіти нафти більше 50 т / добу і лише 6% - менше 5 т / добу, то в 1994 році частка свердловин першої групи не перевищила 5%, а другий склала більше 20%.

За останні 25 років частка залишкових запасів нафти в подгазових зонах, нізкопроніцаемих колекторах, а також частка високов'язкої нафти збільшилася від 0,17 до більш 0,5 (Лісовський Н. Н., «Нафтове Господарство», №9, 1996). Постійно збільшуються запаси нафти, що містяться в обводнених пластах, доразработки яких звичайними технологіями стає нерентабельною. За 1980 - 1995 рр. запаси нафти в пластах зі ступенем виробленості більше 50% зросли в 1,5 рази, а більше 80% - в 4 рази.

Незважаючи на досить високу потенційну ефективність заводнення в нафтовидобувних країнах світу, в тому числі і в Росії, активно ведуться роботи зі створення і застосування нових методів впливу на пласти, які забезпечують більш високу нефтеотдачу. Щорічно в світі пропонується для впровадження велика кількість видів новітніх методів видобутку нафти. Проводяться сотні промислових випробувань цих методів, але лише невелика кількість з них економічно успішні.

Домінуючим процесом в світі є термічний метод (пар або внутрішньопластове горіння - ВПГ), а потім йде нагнітання газу (легкі вуглеводні, СО2 і азот (в США за рахунок термічних методів видобуто близько 60% від видобутої новітніми способами нафти, інша частина за рахунок нагнітання газу) (нафтопромислове справа, №5, 1997). Якщо в США найбільш ефективно використовується закачування вуглекислого газу, то в Канаді широко застосовується витіснення нафти вуглеводневим газом, завдяки його наявності та доступності. витіснення нафти азотом обмежена глибиною залягання пластів, де смешиваемости сприяє висока тиск.

Різко у всьому світі (за винятком Китаю) зменшилася впровадження методів хімічного впливу. Цьому певною мірою сприяє висока вартість хімікатів.

Росія займає третє місце в світі після США і Канади за рівнем видобутку нафти, за рахунок застосування методів збільшення нафтовіддачі. У Росії видобуток нафти за рахунок МУН дорівнює приблизно 9 млн. Т. На рік. На відміну від світової практики на першому місці стоять хімічні методи, які забезпечують 68% усього видобутку, потім теплові - 22% і газові -10% (Нафтове госп-во, №9, 1996). Багато в чому причини великих обсягів застосування хімічних методів в Росії об'єктивно пов'язані зі структурою залишкових запасів нафти, значна частка яких зосереджена на заводнених родовищах, в низькопроникних пластах.

Розробка родовищ Західного Сибіру є прикладом активного впровадження хімічних методів. Аналіз ефективності впровадження МУН в регіонах Західного Сибіру показує, що весь період проведення робіт по МУН і інтенсифікації видобутку нафти можна розділити на три основних етапи.

На першому етапі (до обводнення продукції 40-50%) основна роль відводиться застосуванню методів, що підвищують темп відбору нафти з проведенням різних ОПЗ пластів, ГРП та ізоляції заколонних перетоків. Значно менше уваги приділяється методам вирівнювання профілю витіснення і доотмива залишкової нафти. Тільки в покладах або на їх ділянках, спочатку високообводненних, ці методи превалюють над іншими. На першому етапі розробки (при низькій обводнення свердловин) найбільш економічно ефективними є методи ОПЗ пластів, крім того, на цьому етапі ще не виявлені основні об'єкти і напрямки впливу на пласти оторочками розчинів хімічних реагентів.

У міру обводнення свердловин (понад 40-50%) і багаторазового застосування методів ОПЗ на одних і тих же об'єктах їх технологічна ефективність знижується в кілька разів і вони стають економічно менш ефективними, ніж методи другої групи.

На другому етапі в основному застосовуються методи закачування в пласт потоковиравнівающіх, тампонуючих і блокуючих прориви води і газу хімічних реагентів і створення оторочек. Методи ОПЗ пластів грають другорядну роль і застосовуються головним чином для підключення до роботи не дренованих прошарку, відновлення прийомистості нагнітальних свердловин, ліквідації заколонних перетоків і інтенсифікації видобутку нафти з низькопродуктивних слабообводненних ділянок поклади.

На третьому етапі, при високій обводнення свердловин, на основі тестових закачувань розчинів хімічних реагентів середніх обсягів підбираються великі ділянки, блоки покладів для створення в пласті великих (до 30% обсягу порового простору) обсягів оторочек. Розробка покладів закінчується закачуванням, в окремі низькопродуктивні пласти неоднорідного будови або їх ділянки з низькою виработанностью, великих обсягів вуглеводневої газу, а на покладах з активними запасами нафти з високою обводненість продукції з метою стягування залишкової нафти до центру поклади в приконтурних зонах здійснюється тепловий вплив на пласт за допомогою внутріпластового горіння.

У літературі досить докладно викладені критерії застосовності методів збільшення нафтовіддачі (сургучем М. А., 1985, Хайретдінов Н. Ш., 1994). Розвиток математичного та комп'ютерного моделювання дозволяє уточнювати геолого-фізичні і технологічні обгрунтування вибору того чи іншого методу впливу. Показано (Токарев М. А., Хайретдінов Н. Ш., 1996), що приуроченість об'єктів до певного геолого-стратиграфическому комплексу не дозволяє однозначно характеризувати їх як групу щодо родинних об'єктів зважаючи на значну варіаційної мінливості і складному взаємозв'язку їх геолого-фізичних параметрів. Класифіковані 137 об'єктів Волго-Уральської НГП, Західного Сибіру і Середньої Азії по 20 геолого-фізичними параметрами. Виділено 5 відрізняються між собою груп об'єктів. Одну з груп складають родовища Західного Сибіру. За речовинним складом, ширині і глибині генерації, ізоморфізму і цементації порід полімінеральні теригенні колектори Західного Сибіру докорінно відрізняються від колекторів інших нафтовидобувних провінцій країни, вони містять 43 мінералу і більше 300 різних фосфатних сполук. Породообразующими мінералами є: кварц, польові шпати, уламки вивержених, метаморфічних і облогових порід. До особливостей геолого-мінералогічного будови і умов залягання колекторів Західного Сибіру відносять високу ступінь геологічної неоднорідності продуктивних горизонтів, низьку нефтенасищенность колекторів, підвищені пластові температури, велику питому поверхню гірських порід. Все це визначає можливість використання численних технологій МУН.

Одним з основних напрямків, як найбільш ефективного при залученні в розробку слабо дренованих запасів нафти на родовищах Західного Сибіру, ??є зміна напрямків фільтраційних потоків і їх регулювання різними складами.

По механізму освіти опадів і гелів застосовуються технології можна умовно поділити на такі види:

-основанние на освіту опадів і гелів при взаємодії закачується реагенту з мінералізованою пластовою водою: застосування лужно-полімерних, силікатно-лужних розчинів, дістіллерной рідини, композицій на основі кремнієвої кислоти, композицій на основі багатоатомних спиртів, полімерні гелі та ін .;

-основанние на освіту гелів при змішуванні в пласті двох реагентів, закачуваних послідовно: композицій на основі електролітів (ІПК-1), рідкого скла, алюмохлоріда і луги

-мікробіологіческіе на основі композицій рідкого або сухого мулу (активного мулу), біополімерів;

-основанние на конденсації і флокуляції твердої фази суспензій: глинистих або вапняних;

-Використовується перехід закачиваемой композиції через певний час в гель: композиції на основі нефелина;

-основанние на взаємодії закачується реагенту з породою колектора з утворенням гелів: композиції на основі хлористого алюмінію.

Близько 95% всіх впливів на пласти за допомогою осадкообразующіх технологій в Росії здійснюється через нагнітальні свердловини, решта - через видобувні.

По аналізах робіт в Канаді (Дункан Г., 1996) загущені полімерні розчини ефективні в видобувних свердловинах, розкривають декілька продуктивних зон і дають значні обсяги пластової води. Гелі використовуються для закупорки обводнених зон, так що загальні обсяги продукції, що відбираються з свердловин, скорочуються, а частка нафти в ній підвищується. Полімерні гелі селективно знижують відносну проникність для води в набагато більшій мірі, ніж відносну проникність для нафти, що сприяє зниженню обводнення продукції свердловин.

Вплив через нагнітальні свердловини умовно поділяють на три види (Дункан Г., 1996).

1. На привибійну зону з метою вирівнювання профілю прийомистості (зниження проникності промитих прошарку).

2. На межскважинной зону пласта з метою зміни напрямку фільтраційних потоків і збільшення охоплення пласта заводнением.

3. На привибійну зону з метою селективної ізоляції виробленого пласта.

При відносно високій виработанності пластів, що характерно для більшості великих родовищ, перевага віддається двом першим способам, що дозволяє зберегти або збільшити видобуток нафти. Важливо дотримуватися стратегію послідовного їх здійснення в наведеному вище порядку, керуючись техніко-економічною оцінкою очікуваних результатів.

Технологія з вирівнювання профілю прийомистості характеризується малими обсягами закачуваних реагентів з використанням автоцистерн і насосних агрегатів на шасі автомобілів. Технологічна ефективність проявляється в помітному зниженні обводнення свердловин.

Технологія впливу на межскважинной зону характеризується большеоб'емная і багатоциклових завантаженнями через кущові насосні станції. Сферою застосування є пласти з високим ступенем виробленості.

У роботі (Гусєв С. В., нафтове господарство, №7, 1995) наведено результат досліджень, проведених в 1990-1992г. на промислах Західного Сибіру. Було розроблено кілька методів, ефективно впливають на нафтовий пласт. Основою для них послужили хімічні реагенти, що дозволяють створювати в пластових умовах нерозчинний осад, що формується в присутності мінералізованої води і блокуючий вироблені і заводнення інтервали пласта. Композиції розроблені на основі сульфатно-содової суміші (ССС), сульфатних стоків виробництва СЖК (ССт), кислотного складу (КОП-1) і надсмольної води (НВ). В цілому за рахунок впровадження осадкообразующіх композицій отримано понад 400 тис. Т. Нафти, або в середньому більш 180т нафти на тонну реагенту. Рентабельність технології досягається при питомій ефективності, що дорівнює 10-15 т / т.

З 1992 року на родовищах Західного Сибіру (Сутормінское, Крайнє, Західно-Сутормінское, Муравленковского, Прикордонне, Холмогорское, Західно-Листопадове, Вингапуровское, Вингаяхінское, Сугмутское) проводяться роботи по впливу на пласт емульсійними системами з емульгатором нефтенол-НЗ, які мають високу нефтевитесняющей здатністю і в той же час селективно обмежують проникність промитих інтервалів пласта, що дозволяє більш ефективно застосовувати хімреагент. Ефект досягається за рахунок збільшення охоплення пласта впливом витісняють агентів (Горбунов А. Т., нафтове господарство, №12, 1997, Проект ТОВ «Ньютек», М., 1997). У 1995-1996 р були проведені обробки на 338 нагнітальних свердловинах, в кожну закачувати від 50 до 400 м3 емульсії. Середня тривалість ефекту в 1995-1996 р склала 130 діб.

Протягом 1989-1990г. Г. на Тепловський нафтовому родовищі АТ "Юганскнефтегаз" проводилися дослідно-промислові роботи по впровадженню технології підвищення нафтовіддачі пластів із застосуванням вязкоупругих складів. Були випробувані різноманітні композиції на основі ВУС з послідовною закачуванням різних реагентів (Мананою Т. Ф., нафтопромислове справа, №8-10, 1995):

1) ВУС + Папс + ПАР -27 скважино -Операція

2) ВУС + ПАР -7 скважино -Операція

3) ВУС + АКОР + Папс + ПАР -4 скважино -Операція

4) ВУС + Папс -1 скважино -операція

Як ВУС використовувалася композиція в складі водного розчину поліакриламіду (ПАА) марки ORP - 49 0,1 ... 0,8% -й концентрації, біхромату калію, НПАВ (неонол АФ9-12 у вигляді різних композицій марки СНТ при концентрації його в водному розчині 0,5 ... 3%), соляної кислоти (15-28% розчин). До складу Папс входили водні розчини ПАА, НПАВ і кремнійорганічні композиції ГКЖ-10. У більшості випадків застосування методів досягло своєї основної мети - підвищення охоплення пласта впливом. Але темпи відбору рідини по обробленим ділянкам в ряді випадків знизилися після впливу настільки, що втрати у видобутку нафти, за рахунок зниження темпів відбору рідини, погасили ефект підвищення охоплення.

У роботі (Ганієв Р. Р., нафтопромислове справа, №8-9, 1996) наведені результати лабораторних і промислових досліджень із закачування осадкообразующіх систем на основі солей Аl3+, Fe3+, Fe 2+ І карбаміду плюс композицій ПАР (неонол + сульфонол + лігносульфонати). В результаті проведених робіт встановлено: зниження прийомистості нагнітальних свердловин на 15-30%, перерозподіл інтервалів приемистости нагнітальних свердловин, зниження обводнення продукції, що видобувається до 10%.

В кінці 90-х років запропонована технологія по впливу на пласт методик з використанням зшитих полімерних систем. Сутність технології полягає в добавці до закачуваному в пласт розчину полімеру незначної кількості (соті частки відсотка) зшиває агента, в результаті чого відбувається утворення гелю. На ділянці Абдрахмановской площі Ромашкинского родовища в 1993 - 1994 роках закачали 13.5 тонн СПС (0.3% -го розчину полімеру і 0.03% -го розчину ацетату хрому в якості зшивача). Ефект склав 4.3 тис. Т. Нафти за 2 роки. Поточна питома ефективність дорівнює 455 т / т.

На Самотлорському родовищі / застосовуються технології СібНІІНП і СібІНКОР, що дозволяють ізолювати високопроніцаемие канали (шпурів І. В., нафт. Госп-во, №10, 1997). Порівняльна характеристика цих методів показує, що найбільш ефективно впливають на пласт волокнисто-дисперсні системи і осадкообразующіх композиції (ВДС, ОС, СС), в результаті застосування яких додатковий видобуток нафти досягає 5-8 тис. Тонн на одну скважино-обробку. Середній приріст дебіту нафти по свердловинах, що знаходяться в зоні впливу, становить 12.6 т / добу. Гідродинамічний аналіз показав, що проведені технології сприяли збільшенню охоплення пласта впливом шляхом зниження проникності промитих, високопроникних шарів неоднорідного пласта і залучення в розробку низькопродуктивних інтервалів розрізу.

Розглянуто фізико-хімічний метод підвищення нафтовіддачі, заснований на здатності системи сіль алюмінію - карбамід - вода безпосередньо в пласті генерувати неорганічний гель і С (> 2). В пласт закачується гомогенний водний розчин, що містить гелеобразную систему. При температурі понад 70 ° С в ньому відбувається гідроліз карбаміду і в повному обсязі розчину практично миттєво утворюється гель, що призводить до перерозподілу фільтраційних потоків. При реалізації методу використовувалися гелеобразующіе композиції ГАЛКА і ГАЛКА-ПАР, що містять сіль алюмінію, карбамід і деякі добавки, що поліпшують їх технологічні параметри. Дослідно-промислові випробування проведені на родовищах ПО "Лангепаснафтогаз". Закачано близько 3 тис. Тонн композиції, додатковий видобуток нафти становить понад 20 тис. Т, ефективність - 40-60 т / т.

На родовищах АТ "Юганскнефтегаз" проведені випробування технологій, розроблених СібНІІНП і заснованих на застосуванні побічних продуктів крупнотонажних вітчизняних виробництв (Гусєв С. В., нафти. Госп-во, №5-6, 1995). Протягом 1992-1993 рр. випробуваннями було охоплено 11 пластів семи родовищ АТ "Юганскнефтегаз" із загальним числом нагнітальних свердловин 71 і видобувних 544. Додаткова видобуток склав 316.4 тис. тонн, в середньому по кожному досвідченому ділянці додатково видобуто понад 4 тис. тонн. За результатами випробувань авторами зроблені наступні висновки. Технології ПНП на основі осадкообразованія в водопромитих зонах за допомогою ССт в чистому вигляді найбільш ефективні в пластах, які перебувають на стадії прогресуючого обводнення, що мають як водонасичені (водопромитие) прошарки, так прошарки слабо вироблені при заводнении, за умови, що співвідношення їх проникності знаходиться в межах (2-4):

На Тулумском родовищі, що характеризується високою розчленованістю, слабкою мінералізацією пластових вод і підвищеною температурою, застосовувався комплексний метод, заснований на періодичній обробці нагнітальних свердловин мікрооторочкамі водного розчину силікату натрію (5-10%) з незначними добавками полімеру (0.03-0.05%) (Дев'ятов В . В., нафт. госп-во, №5-6, 1995). Автори рекомендують метод для широкомасштабного впровадження.

У роботі (Парасюк А. В., Нафтове Господарство, №2, 1994) відзначено, що при застосуванні в якості осадкообразующіх компонентів поліелектролітів виявилися неефективні поліелектроліти анионного типу, конкретно - гіпан. Технологія на основі електроліту катіонного типу - ВПК-402 з хлористим кальцієм і силікатів натрію дають позитивний ефект.

У роботі (Дев'ятов В. В., Нафтове Справа, № 11-12, 1995) описаний метод впливу на обводнених пласт, що сприяє утворенню агрегують дисперсій, що створює умови для ефективного зниження проникності промитих зон. Дослідно-промислові роботи проводили на дослідній ділянці Північно-Мартимінской поклади. Як водоізолюючого складу застосовували лужний розчин лігніну з добавкою ПАА. Питома ефективність методу склала 1.5 тис. Т на скважіно- обробку.

Іншим напрямком фізико-хімічного впливу є зниження міжфазного натягу, яке дозволяє отримувати нафту, що залишилася після заводнення. Застосовувані для цієї мети поверхнево-активні речовини можуть бути аніонактивні, катіонактівних, неіоногенні або комбіновані і можуть варіювати від простих сульфонатов до складних алкоксілірованних сумішей. Ефективність застосування ПАР може змінюватися в залежності від температури або вмісту розчинених солей у воді, адсорбційні втрати в пласті збільшують потреби в хімічних реагентах. При проектуванні заводнення з ПАР необхідно розглядати параметри конкретного колектора.

Серед композицій ПАР найбільшою нефтевитесняющей здатністю володіють мікроемульсії (склади, що містять ПАР і органічний розчинник), а також композиції ПАР, здатні при контакті з нафтою в пласті утворювати среднефазние мікроемульсії (Ганієв Р. Р., Нафтове Справа, №3-4, 1994, №2, 1996). Дані композиції можуть знижувати міжфазну натяг до 0.01-0.0001 мН / м, але через високий вміст реагентів економічна ефективність застосування в умовах реального пласта досягається не завжди.

Використання індивідуальних розчинів ПАР для підвищення нафтовіддачі пластів в умовах родовищ Західного Сибіру недостатньо ефективно. Автори, що досліджують проблеми застосування ПАР (Ахметов І. М., Дев'ятов В. В., Нафтове Господарство, №7, 1995, Нафтове Справа, №3-4, 1996), підкреслюють, що застосування ПАВ на початковій стадії розробки може зменшувати кінцеву нефтеотдачу за рахунок збільшення в'язкості нафти в зоні фронту через підвищення концентрації. Використання ПАР на пізній стадії може бути також неефективним, оскільки зменшується кількість нафти, яке витісняється за рахунок основного механізму впливу ПАР. Розробка конкретної технології збільшення нафтовіддачі за допомогою розчинів ПАР повинна включати визначення оптимального моменту початку застосування. Як правило, останнім часом індивідуальні розчини ПАР застосовуються рідко, вони застосовуються як компоненти для розробки стабільних композицій більш складного складу, що володіють одночасно В'язкопружні і нефтевитесняющімі властивостями.

Хвильові методи впливу на привибійну зону пласта з метою збільшення прийомистості і нафтовіддачі мають великі перспективи як володіють многоаспектностью при зміні і інтенсифікації різноманітних фізико-хімічних процесів системи пласт - флюїд, можливістю прогнозованого їх регулювання, а також як економічні та екологічно чисті. Механізм віброволнового і вібросейсміческого впливу на нафтові пласти детально викладені в роботах (Симкин Е. М., Свалов А. М., 1996-1998, Нафтове Господарство, №7). Досвід використання хвильових (вібраційних, ударних, імпульсних і ін.) Впливів на продуктивні пласти показує, що при оптимальному виборі об'єктів розробки і застосовуваних технічних засобів можна помітно інтенсифікувати фільтраційні процеси в пластах і підвищити їх нефтеотдачу. При цьому позитивний ефект хвильового впливу проявляється як в одній безпосередньо оброблюваної свердловині, так і в окремих свердловинах, віддалених від джерел імпульсів тиску на сотні і більше метрів, т. Е при хвильової обробки пластів реалізуються механізми локального і далекого майданного дії.

У першому випадку відбувається вплив на пористе середовище з фільтрованої рідиною, оскільки після його припинення ефект впливу зникає або відразу, або через досить короткий час, за яке пористе середовище і фільтрована рідина повертаються в початковий стан. Такі явища обумовлені впливом хвильового випромінювання на реологічні характеристики середовищ, зміною структури течії рідини в порах, впливом структури течії рідини в порах, впливом на процеси міжфазної взаємодії при багатофазної фільтрації та ін. В цьому випадку для досягнення ефекту в промислових умовах дію джерел хвильового випромінювання повинні поєднуватися з процесом експлуатації пласта.

При механізмі далекого майданного дії відбуваються процеси очищення порового простору від домішок, деякі незворотні процеси тріщиноутворення в гірській породі, що збільшують її проникність, процеси прискорення капілярного просочення, прискорення процесу гравітаційної сегрегації нафти і води ін.

Але як в одному, так і в іншому випадку ефект обробки повинен спостерігатися в тій частині пласта, де інтенсивність хвильових процесів досить велика для приведення в дію вищевказаних механізмів.

Через загасання інтенсивності випромінювання в міру віддалення від джерела ефекти далекого майданного дії не можуть бути пояснені за допомогою уявлень про механізми, які передбачають пряме, з відповідними витратами енергії дію імпульсів тиску на фільтраційні процеси.

Ефекти далекого майданного дії при хвильової обробки пластів можуть бути пояснені не прямим, а непрямим впливом хвильового процесу на віддалені ділянки пласта. Хвильовим впливом розвантажується відносно невелика за розмірами область концентрації напружень поблизу джерела випромінювання, а подальше перерозподіл навантаження на продуктивний пласт проявляється на масштабах, обумовленими пластовими неоднородностями, які можуть досягати десятків, сотень і більше метрів. Прямий причиною інтенсифікації фільтраційних процесів є збільшення середнього пластового тиску і його перерозподілу по пласту. Очевидно, що ефективність пластової обробки залежить від вибору ділянки впливу, розвантаження якого оптимально відіб'ється на перерозподілі тиску в пласті.

Сприятливими факторами, для реалізації даного механізму впливу на пласт, є велика товщина, наявність ділянок, які обумовлюють прояв сводових ефектів - неоднорідностей фізичних властивостей, наявність скидів, близькість кордонів поклади, наявність заміщень, зміна товщини пласта і ін .. Коли концентрація напружень буде близька до критичної, то навіть слабкі впливу від вібросейсміческіх джерел на земній поверхні і слабкі сейсмічні хвилі від землетрусів, які відбуваються на великій відстані від родовища, можуть перерозподілити навантаження на пласт / 1в /.

У роботі (Назмі Е. М., №12, 1997) наведено деякі результати, отримані в 1995-1996 рр. при проведенні 1 ... 3 циклів ударноволнового впливу на Манчаровском родовищі в Башкортостані. Хвильові впливу проводилися через нагнетательную свердловину продуктивного пласта СVI2 (1280-1287 м). Ефект від впливу контролювався по зміні складу продукції видобувних свердловин і проявлявся на 7-15 добу з початку впливу.

Аналіз застосування вібросейсміческого впливу на високо обводненому ділянці пласта БС6 південній частині Правдинское родовища АТВТ "Юганскнефтегаз" (Симонов Б. Ф., нафт. госп-во, №5, 1996) дозволили зробити висновок про його ефективність. Автори припускають, що пропонована технологія ВСВ не виключає можливість одночасного застосування інших МУН, дозволяє використання на многопластових родовищах з маловязкой нафтою і високопроніцаемого колекторами. Найбільш чітко ефект від ВСВ проявляється в зоні радіусом 2.5-3 км від точки установки віброісточніка, де обводненість свердловин знижується до 18-20% додатковий видобуток досягає 38-50% від загального видобутку ділянки.

Технологія вібросейсміческого впливу на родовищах АТ «Оренбургнефть» застосовувалася на чотирьох об'єктах розробки: покладах пластів Б2 Покровського, пласта В Толкаевского купола Сорочинська-Нікольського родовища, пластів В1 + Б2 Березовського і пласта Д Султанова-Заглядінского родовищ (Персіянцев Н. М., нафт. госп-во, №10, 1996). Об'єктами були теригенні і карбонатні колектори, їх геолого-фізична характеристика змінювалася в широких межах. Незважаючи на це випробування показали високу ефективність методу на всіх об'єктах: сумарно додатково видобуто 39,1 тис. Тонн нафти, або 23% сумарного видобутку, відбори води знизилися на 107.4 тис. Тонн.

Ефективність хвильового впливу на Березівському та Султангулово- Загляднінском родовищах проявилася в зниженні обводнення видобувається рідини, на Покровському і Сорочинська-Нікольському - в зменшенні обводнення і проникності промитих прошарку внаслідок попадання в них додаткових бульбашок газу, утворених в акустичному полі. Досвід впровадження даного впливу на поклади пласта Б2 Покровського родовища, що розробляється на природному режимі виснаження, показав, що при вдалому виборі технології ефект може тривати протягом З-х років.

Для збудження нафтового пласта джерела, «генеруючі коливання», мають у своєму розпорядженні як на поверхні (наземне збудження), так і в свердловині. Обидва способи мають свої переваги і недоліки. Бажано їх поєднання. Конструктивно сумісний варіант являє собою джерело великої потужності, розташований на поверхні, і хвилевід, за яким до пласту підводиться енергія без розсіювання в середовищі. У роботі (Хайредин Н. Ш., № 6, 1996) зроблена спроба комплексного геолого-технічного обґрунтування застосування МУН. Як об'єкти дослідження були зібрані 266 об'єктів розробки нафтових родовищ АТВТ "Оренбугрнефть". Групування проводилося по 16 параметрам, що відображає фільтраційно-ємнісні властивості пластових систем. Було виділено 8 груп щодо однорідних об'єктів, і для кожної з них аналізувалися відомі критерії МУН. Торкаючись тільки методу вібраційного впливу, слід зазначити його ефективність на всіх об'єктах, за винятком характеризуються максимальними значеннями пористості.

У Росії хімічні методи збільшення нафтовіддачі забезпечують 68% всієї додаткової видобутку нафти. Одним з головних напрямків серед хімічних технологій займають технології цілеспрямованого впливу на колектор і насичують його флюїди для регулювання процесів витіснення нафти, а також комплексних технологій.

Широке впровадження на родовищах Західного Сибіру, ??Башкортостану, Татарстану отримали технології збільшення охоплення пласта впливом. Одним з методів є внутрішньопластове освіту силікатних гелів як водоізолюючого матеріалу. Принцип використання методу заснований на закачуванні в пласт невеликого обсягу силікатної композиції, яка утворює в пласті малорухливий гель, практично не проникний для води. В результаті приплив води в свердловину по високопроніцаемого інтервалах пласта обмежується, розблоковуються раніше непрацюючі прошарки, які містять ще значні запаси нафти. Вода фільтрується по малопроникними прошарками і витісняє з них нафту. Застосування даної технології дозволяє не тільки зменшити обводненість свердловин, а й підвищити кінцеву нефтеотдачу.

Іншим методом є застосування полімердісперсних систем, Використовуваних на пізній стадії розробки нафтових родовищ після освіти в них великих промитих зон. Технологія методу грунтується на закачуванні в пласт тампонуючих композицій і розчинів полімерів, що призводить до закупорки промитих частин пласта, т. Е до підвищення фільтраційних опорів обводнених інтервалів і, отже, підключенню невироблена нізкопроніцаемих прошарку, в результаті збільшується охоплення пласта впливом.

Третім методом є використання вязкоупругих осадкообразующіх складів. В'язкопружні системи на основі ПАА дозволяють підвищити кінцевий КІН (коефіцієнт вилучення нафти) і інтенсифікувати розробку обводнених інтервалів на пізній стадії в широкому діапазоні зміни термобаричних і мінералізації пластових вод. Взаємодія реагенту з мінералізованими пластовими водами призводить до утворення водоізолюючого матеріалів в пласті на шляху фільтрації води від нагнітальної до добувної свердловині.

Застосування технологій на основі ПАР, спрямованих на доотмив пласта, незважаючи на простоту, часто не дає відчутного ефекту. Велика увага приділяється комплексним і модифікованим технологіям, до яких можна віднести використання:

- Полімерних систем (ПДС) з ПАР; при цьому крім охоплення пласта впливом підвищується ступінь відмивання пласта;

- ПДС зі стабілізуючими реагентами, що підвищує стійкість структурно-механічних властивостей системи, а це в свою чергу збільшує фільтраційне опір обводнених зон продуктивного пласта.

Технологічний ефект при впровадженні вищезазначених методів досягається за рахунок збільшення поточної видобутку нафти за рахунок зниження обводнення продукції свердловин і призводить відповідно до збільшення нафтовіддачі. Однак на госпрозрахункові показники економічної ефективності застосування методу впливає ще безліч факторів, пов'язаних з рівнем витрат на видобуток нафти по конкретному НГВУ, рівнем цін на нафту, реагенти та обладнання. У роботі (Алма Р. Х., Шакіров М. Т., нафтове справа, №2, 1994) наведено економіко-статистична модель, що відображає вплив факторів при застосуванні осадкообразующіх технологій. Аналіз, зроблений авторами роботи по наведеної моделі, показує, що область ефективного застосування технології може бути і при негативному значенні технологічного ефекту, т. Е якщо від застосування методу не буде отримано додаткової нафти, а, навпаки, видобуток знизиться. Але при цьому має бути забезпечено значне зниження обсягів води.

В даний час все більш актуальним стає приріст запасів нафти за рахунок застосування більш ефективних технологій нефтеизвлечения і збільшення нафтовіддачі пластів, особливо для родовищ із запасами. При цьому витрати на забезпечення такого приросту запасів нафти (в тому числі в старих і облаштованих нафтовидобувних регіонах) можуть бути не вище, ніж в результаті геологорозвідувальних робіт в нових віддалених районах.

Запаси важких нафт і природних бітумів в світі в кілька разів перевищують запаси середніх і легких нафт. За різними оцінками, вони досягають майже 1 трлн т. З огляду на це, багато країн світу (США, Венесуела, Канада, Китай, Індонезія та ін.) Велику увагу приділяють їх освоєння і введення в промислову розробку, реалізують значну кількість досвідчених проектів, розробляють і впроваджують нові технології, домагаються екологічності та економічності видобутку. Їх розробками користуються інші країни.

Приблизно половина нафтовидобувних країн поряд з легкими видобуває і важкі нафти (таблиця).

За останні 10 років процеси підвищення нафтовіддачі інтенсивними методами (Enhanced Oil Recovery - EOR) стали здійснюватися більш широко, особливо завдяки стимулюючій податковій політиці. Однак ставлення до цього явища видобувних компаній неоднозначно, так як нерідко вони отримують недостовірні відомості про результати застосування цих методів і не завжди можуть оцінити загальну вигоду від EOR в порівнянні з ризиком.

 Країна  Видобуток, млн м3  Частка важкої нафти в загальному видобутку,%
 загальна  важкої нафти
 Албанія  0,545  0,537  98,53
 Аргентина  41,040  12,409  30,23
 Бразилія  39,268  17,350  44,18
 Китай  169,915  9,865  5.81
 СНД \ 405,429  11,606  2,86
 Куба  1,594  1,045  65,56
 Єгипет  45,879  4,842  10.55
 Німеччина  3,276  1,196  36,51
 Індонезія  86,636  20,300  23,43
 Мексика  155,004  75,981  49,02
 Оман  48,344  14,090.  29.14
 Сирія  35,071  34,450  98,23
 США  373,519  41,804  11,19
 Венесуела  135,420  54,316  40,11
 Бенін  0,106  0,106  100,00

Ще 10 років тому у Великобританії, яка здійснює розробку родовищ на континентальному шельфі (UKCS), інтенсивні методи збільшення нафтовіддачі (EOR) були широко поширені. Дійсно, ефективність цих методів була підтверджена тільки на газоконденсатному родовищі North Brae, де нагнітання газу в пласт значно підвищило віддачу вуглеводнів.

До лютого 1993 року програма застосування методів EOR в Великобританії була завершена, а з квітня 1994 р офіційно стартувала програма з підвищення нафтовіддачі (Improved Oil Recovery - IOR), яка тривала до березня 1997 У березні 1994 були опубліковані оцінки потенційної здобичі при застосуванні в зоні UKCS методів підвищення нафтовіддачі (IOR) в розмірі 5,4 млрд барелів (1 барель = = 0,159 м3) Нафтового еквівалента (6600 МДж); до вересня 1996 році вона зросла до 8,6 млрд б. Н. Е., з яких 2,5 було заплановано.

Передумовами для впровадження методів підвищення нафтовіддачі (IOR) стали дослідження і розробка в 1999 р родовища Wytch Farm в Дорсеті компанією «Брітіш Петролеум». Родовища на морському шельфі вимагали інноваційної технології і сучасних способів буріння. Потреба в нових рішеннях, в основному, була продиктована вимогами з охорони навколишнього середовища.

Методи підвищення нафтовіддачі (IOR) спрямовані на збільшення первинного коефіцієнта нафтовіддачі. Вони включають більш досконалі методи розробки поклади - витяг нафти новими методами (EOR).

Методи збільшення нафтовіддачі - прекрасний приклад того, який виграш можна отримати в ході співпраці нафтових компаній, науково-дослідних організацій та державних структур.

Як випливає з рис.1, процеси видобутку нафти методами (EOR) добре обгрунтовані теоретично, з позицій математики, фундаментальної фізики, хімії - і тісно пов'язані з лабораторними дослідженнями і допоміжними службами. У 1991 р для невеликих нафтових компаній процеси видобутку нафти інтенсивними методами (EOR) були нереальними. З їх точки зору, дані методи відповідали "екзотичним" і занадто дорогим способам нафтовидобутку. З рис.1 видно, що за первинної видобутком нафти слід вторинна, а потім обробка поклади поглибленими методами, які називалися третинної і четвертинної здобиччю. Але навіть ця концепція викликала питання щодо її обґрунтованості на практиці. При видобутку з покладів важкої нафти зазвичай вторинна видобуток відсутня (див. Рис.2.1). В районі UKCS первинна видобуток рідко мала місце, так як основний акцент був зроблений на видобуток при пластовому тиску вище точки нефтенасищенних, при якій необхідно заводнення вже з самого початку розробки. В рамках програми підвищення нафтовіддачі (IOR) у Великобританії проводилося фінансування основних робіт, які до 1994 р дозволили проводити видобуток на старих родовищах при тисках нижче точки нефтенасищенних, наприклад на родовищі Arbroath.

До кінця 1980-х рр. близько 1,5 млн барель / сут нафти витягувалися інтенсивними методами в Північній Америці, колишньому СРСР, Венесуелі і Індонезії.

Дійсно, проекти з видобутку нафти методами (EOR) сьогодні поширені досить широко і в значних обсягах. Наприклад, нагнітання в пласт азоту (Мексика); полімерів (Китай); закачування вуглеводневого газу (Аляска); біологічний вплив (Індія); нагнітання в пласт стисненого повітря (окислення і внутрішньопластове горіння) (Індія); закачування діоксиду вуглецю і вуглеводневого газу (Малайзія). Ще одним прикладом може служити проект асоціації UKCS «Magnus» по процесах видобутку методами (EOR), розпочатий у 2001 р Цей проект був визнаний потенційно привабливим для застосування EOR ще 10 років тому.

На світовому рівні процеси підвищення нафтовіддачі (IOR і EOR), безперечно, принесуть мільярди доларів додаткового прибутку. Іншими словами, ці процеси мають економічну доцільність.

У наступному десятилітті увагу буде приділено процесах підвищення нафтовіддачі (IOR і EOR), а також на розмежуванні техніки і технологій. Процес сегментування ринку буде визначатися вимогами компаній, тим, чи зможуть вони отримати конкурентні переваги, навіть на кордоні конкурентних можливостей. Згідно з даними західних фахівців, до 2020 р можна досягти коефіцієнта нефтеизвлечения легкій нафті (КІН) - 65%, а до 2050 р - 70%.

Позитивний досвід і аналіз використання процесів підвищення нафтовіддачі інтенсивними методами за кордоном становлять інтерес для російської нафтової і газової промисловості.

 



Види неоднорідності пластів і методи її вивчення | Джерела пластової енергії, що діють в поклади

ВСТУП. ПРЕДМЕТ І ЗАВДАННЯ КУРСУ | Видобуток нафти з родовища в процесі його розробки | Під поточним коефіцієнтом нефтеизвлечения розуміють відношення кількості витягнутої з пласта нафти на даний момент розробки пласта до початкових її запасами. | Умови залягання в пластах нафти, води і газу | Колекторські властивості теригенних гірських порід | Фізико-механічні та теплові властивості гірських порід | Види пластової енергії. Режим розробки нафтових і газових покладів | Різних режимах розробки пласта | Гідродинамічні дослідження пластів | Дросельний ефект при русі рідин і газів в пористому середовищі |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати