СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

48

Лекция 9. Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи.

Импульсное электрическое воздействие на пласт. В середине 70-х годов XX века был подтвержден эффект изменения структуры порового пространства пласта при прохождении через него электрических токов, эксперименты по импульсному электрическому воздействию на продуктивные пласты дали положительные результаты. При прохождении импульсов электрического тока через коллектор происходит выделение энергии в тонких капиллярах. Существует пороговое значение количества выделяемой энергии, при превышении которого происходит изменение структуры микронеоднородной среды, а также структур фильтрационных потоков. Энергия, выделенная в тонких капиллярах (при превышении определенного значения), разрушает цементирующие вещества. Измененная структура порового пространства существенно изменяет характер фильтрации в микронеоднородной среде.

Для реализации технологии существует несколько схем подключения к скважинам. Чаще всего применяют схему подключения к двум скважинам (к колонным головкам). Электродом, при подключении к колонной головке, является эксплуатационная колонна обрабатываемой скважины.

Существует схема подключения к одной скважине с использованием заземления. При подключении скважины с использованием заземления в качестве заземлителей используют металлические стержни (до 50 шт.), заглубленные в землю. Стержни заземления должны быть удалены от скважины не менее, чем на 400 м. Чтобы уменьшить электрическое сопротивление заземления, зону расположения металлических стержней заливают солевым раствором.

Область применения технологии распространяется на карбонатные и терригенные коллекторы с глубиной залегания до 2000 м (подключение к двум скважинам) и до 3000 м (подключение с использованием заземления), с неоднородными пластами и чередованием участков высокой и пониженной пористости. Обработку рекомендуется производить на скважинах с обводненностью 40 – 85% и дебитом по жидкости 10 – 85 м3/сут. Для получения результата длительность обработки должна быть от 20 до 30 часов.

Прирост дебита по нефти после обработки составляет от 0,5 до 13 т/сут. (в зависимости от текущего дебита и обводненности, а также конкретных геолого-геофизических характеристик). Обводненность продукции, при этом, снижается на 10 – 30%.

Воздействие электрическим током промышленной частоты и напряжения путем спуска электродов в скважины не дало значимых положительных результатов и не было внедрено на промысле.

Метод виброволнового воздействия на ПЗП называют также вибрационным. Он был разработан и впервые применен на нефтяных месторождениях в 60-х гг. ХХ века. Обработки скважин проводили с помощью специальных скважинных генераторов, работавших за счет гидродинамического напора закачиваемой в скважины технологической жидкости (воды, растворов ПАВ, нефти, растворителей, растворов кислот и др.). В СССР с 1967 по 1985 г. с помощью устройства ГВЗ-108 проведено около 6000 обработок скважин. Успешность работ составила 70 %, продолжительность эффекта – 1,0 – 1,5 года. Общий прирост добычи нефти по обработанным скважинам превысил 5 млн. т, увеличение приемистости по нагнетательным скважинам – 15 млн. м3. По данным института ТатНИПИнефть, с использованием пульсаторов ПВ-54 за 1984 – 1985 гг. обработано 100 нагнетательных скважин с успешностью 80 %. Приемистость скважин увеличилась, в среднем, на 25 %, эффект продолжался в течение 60 – 90 сут.

Основной эффект от виброволнового воздействия на ПЗП достигается за счет раскупоривания поровых каналов, образования трещин в ПЗП, влияния на реологические свойства жидкостей, увеличения подвижности жидкостей в пласте и др.

Достоинствами виброволнового воздействия на ПЗП являются простота метода, использование энергии напора закачиваемой жидкости, сочетание гидродинамических

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

49

генераторов со штатным оборудованием. Метод не нашел дальнейшего развития из-за невысокой надежности и низкого КПД устройств, больших энергозатрат и малой эффективности при использовании гидродинамических генераторов механического типа, а также отсутствия обоснованных критериев выбора рациональных параметров виброволнового воздействия и режимов обработки скважин.

Область применения: освоение, повышение продуктивности и увеличение производительности нагнетательных скважин, вскрывающих неоднородные, малопроницаемые пласты, представленные карбонатами, песчаниками, глинистыми песчаниками и алевролитами.

Импульсно-ударные методы основаны на использовании эффекта ударной волны и вызываемых ею возмущений в пласте. Для создания таких воздействий применяют химические, механические, гидравлические, пневматические и электрофизические источники. Пример метода

– кумулятивная перфорация с одновременным газодинамическим воздействием на пласт пороховыми газами. За одну спускоподъемную операцию проводят перфорацию и интенсификацию притока нефти. При этом в пласте создаются трещины протяженностью 0,9-1,8 м.

В импульсно-ударном методе с применением электроискровых генераторов для получения импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами скважинного устройства (эффект Юткина). Энергия разряда расходуется на разогрев жидкости в зоне разряда, электромагнитное излучение, волну сжатия и запаздывающее расширение образующейся при разряде парогазовой полости с последующим ее пульсирующим схлопыванием. Выделяемая мощность небольшая, в среднем, менее 1 кВт, однако максимальная мощность в импульсе может достигать 25 МВт. При таком воздействии в ПЗП образуется сеть микротрещин, которая создает сложное напряженное состояние. Для осуществления метода разработаны электроискровые генераторы различных конструкций, работающие на различных частотах разряда от 0,05 – 0,20 до 8 – 10 Гц. Устройства успешно прошли испытания в СССР на месторождениях Урало-Поволжья и Украины и за рубежом (в США). В СССР было обработано более 100 скважин. Анализ результатов применения метода на месторождениях Башкирии показал, что успешность работ составила около 60 %, дополнительная добыча нефти на 1 обработку – свыше 200 т, продолжительность эффекта более 7 мес. Наибольший эффект был достигнут при интервальной (15 – 20 см за 1 операцию) обработке скважин в зоне перфорации в тех случаях, когда снижение дебитов скважин было вызвано отложениями минеральных солей на стенках обсадной колонны и в перфорационных каналах.

Сейсмическое воздействие на пласт. Давно было замечено, что после землетрясений изменяются пластовые давления и дебиты добывающих скважин. Так, землетрясение в Южной Калифорнии в 1952 г. вызвало, местами, десятикратное повышение давления на устьях фонтанирующих скважин, которое держалось более двух недель. Во время Дагестанского землетрясения в 1970 г. добыча нефти повышалась на нефтяных залежах в радиусе более 200 км от эпицентра. Известны случаи влияния на нефтяные залежи вибросейсмического воздействия, вызываемого работающими турбинами ГЭС и движением тяжеловесных железнодорожных составов вблизи месторождений (на дебиты, а также на динамические уровни жидкости в скважинах).

Сейсмическое воздействие на пласт осуществляют с помощью вибросейсмических источников, размещаемых на поверхности Земли, сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устьях скважин, трубно-стержневых волноводов.

При использовании поверхностных источников зона прямого эффекта охватывает не глубоко залегающие пласты (200 – 300 м), в случае сейсмических вибраторов, устанавливаемых на устье скважин и передачи упругой энергии в пласт через волноводы эффект достигают в продуктивном пласте на расстояниях, сопоставимых с межскважинными.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

50

Анализ результатов вибросейсмического воздействия на пласт показал, что при таком воздействии могут быть достигнуты: дегазация геологических сред, перераспределение напряженно-деформированного состояния массива пород, изменение физических свойств пластовых жидкостей, увеличение дебитов скважин, снижение обводненности продукции, увеличение проницаемости ПЗП, изменение водонасыщенности и фазовых проницаемостей, вовлечение в разработку застойных зон.

Для углубленного изучения волновых методов воздействия на пласт рекомендуется монография

Дыбленко В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. – 80 с.

Термогазовое воздействие на пласт. Метод впервые предложен институтом ВНИИнефть в 1971 г. Он основан на закачке в пласт воздуха и создании в пласте эффективных вытесняющих агентов за счет внутрипластовых окислительных процессов.

Термогазовая технология имеет принципиальные отличия от обычного процесса внутрипластового горения, реализуемого на высоковязких нефтях. При сухом внутрипластовом горении в пласте с высоковязкой нефтью 60 – 80% вытеснения реализуется в области фронта горения. В термогазовой технологии на фронте высокотемпературных реакций вытесняется только 5 – 15% нефти. В результате окислительных реакций непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ. Основное вытеснение обеспечивается именно газом, а высокая эффективность достигается за счет реализации полного или частично смешивающегося вытеснения.

Исследования на кернах показали, что после закачки воздуха остаточная нефтенасыщенность за фронтом вытеснения составляет 5 – 7%. Высокие пластовые температуры создают условия для полного потребления кислорода, гарантируя безопасное ведение процесса.

В1980-х и начале 1990-х гг. в рамках программы проектов промысловых испытаний и освоения современных МУН метод термогазового воздействия прошел успешные испытания на месторождениях Украины, Азербайджана, США, в том числе в соответствии с международным соглашением «Интернефтеотдача» МНТК «Нефтеотдача» (СССР) – НК «Амоко» (США). В ходе промысловых испытаний было достигнуто существенное увеличение добычи нефти (в 1,5 раза и более), увеличение нефтеотдачи (до 0,6 и более), а также обеспечена полная утилизация кислорода. Однако впоследствии программа была свернута.

ВСША освоение термогазовой технологии получает все большее развитие: так в 2002 г. термогазовое воздействие применяли на 5-ти объектах, а в 2009 г. – на 11.

Преимущества термогазовой технологии:

–относительная простота реализации;

–низкая стоимость используемого газа (природный газ, СО2 или азот, применяемые в проектах «газового заводнения», необходимо либо вырабатывать, либо транспортировать к месту закачки, тогда как воздух бесплатен и доступен в неограниченных количествах);

–возможность применения технологии на объектах с малопроницаемыми (0,01 мкм2 и менее) и низкопористыми (менее 15%) коллекторами;

–возможность применения на объектах с коллекторами, не пригодными для заводнения;

–высокий потенциал по приросту нефтеотдачи, в том числе на объектах в значительной степени выработанных при заводнении (при нефтенасыщенности менее 40% и даже 30%);

–возможность реализации при редких сетках скважин – до 100000 м2/скв., что важно для глубокозалегающих пластов;

–возможность использования скважин обычной конструкции и реализации технологии на разбуренных месторождениях.

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

51

К благоприятным для реализации технологии объектам относятся месторождения с высокой пластовой температурой и относительно высоким пластовым давлением. Нефти в таких месторождениях, как правило, относительно маловязкие.

Практически все месторождения Сибири с глубиной залегания более 2000 м являются кандидатами для применения технологии термогазового воздействия. Сегодня разработку сибирских месторождений ведут преимущественно путем закачки в пласт холодной воды.

Парогравитационное дренирование пласта – технология реализована на некоторых месторождениях Канады, Венесуэлы, Китая для разработки месторождений битуминозных песчаников. Эту технологию называют также парогравитационным воздействием на пласт.

Наибольшее распространение в мировой практике получил двух скважинный процесс парогравитационного дренирования. Две горизонтальные скважины, разделенные на ~ 5 м по вертикали, проходят около подошвы пласта (рис. 14).

Добывающая

скважина

Нагнетательная

скважина

Пласт-покрышка

Нагнетание пара в пласт

	~ 5 м	Нагретая нефть
		стекает вниз

до 1000 м

Глинистый пласт

Рисунок 14. Двух скважинный процесс парогравитационного дренирования пласта

Длина горизонтальных стволов достигает 1000 м. Верхнюю скважину используют для закачки пара, который поднимается вверх и создает над скважиной паровую камеру. Нижнюю скважину используют для сбора жидкости (нефти пластовой воды, конденсата). Поднимающийся пар конденсируется на границе камеры, нагревая и нефть. Вязкость нагретой нефти существенно

СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

52

снижается и под действием силы тяжести «жидкая» нефть стекает к нижней (эксплуатационной) скважине. Этот процесс помогает добиться высокого дебита по нефти.

Парогравитационное воздействие начинают с предварительного прогрева, в течение которого (несколько месяцев) циркулируют пар в обеих скважинах. Во время предварительного прогрева происходит разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, вязкость нефти в этой зоне снижается и в результате обеспечивается хорошая гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии производят нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар поднимается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и «холодных» нефтенасыщенных толщин идет процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекает вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны.

Первый пилотный проект парогравитационного воздействия был реализован на крупнейшей в мире залежи природных битумов – на песчаниках Атабаска в Канаде. В течение первой стадии проекта в 1988 г. было пробурено три пары скважин с длиной горизонтальных участков 60 м. КИН по элементам составил 0,5, а накопленное паро-нефтяное соотношение не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта.

В России испытание метода парогравитационного дренирования проводят с 1999 г. на Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан).

Преимущества технологии парогравитационного дренирования: высокий (до 0,75) КИН при благоприятных условиях, непрерывный процесс добычи высоковязкой нефти, баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат – максимальные объемы извлечения, оптимальный суммарное паро-нефтяное соотношение.

Недостатки технологии парогравитационного дренирования: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью генерации пара; требуется источник большого объема воды, а также оборудование для подготовки воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.