Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное автономное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

Сибирский Федеральный Университет

Институт Нефти и Газа

Кафедра «Топливообеспечения и горюче-смазочных

материалов»

 

ДОКЛАД

«Методы повышения нефтеотдачи и

газоотдачи пластов»

 

 

 

Выполнил:  студент группы НГ10-06

Уткина А.Г.

Проверил:      Метелица  А.А.

 

 

 

 

 

 

 

Красноярск 2012г.

 

Содержание

1. Введение                                                                                              
2. Современные методы увеличения нефте- и газоотдачи пластов   

• Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
• Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта
• Тепловые методы
• Реагентная обработка скважин
• Технология акустической обработки скважин
• Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ)
• Азотно-импульсная обработка
• Объемное волновое воздействие на месторождение
• Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта
• Технология электрической обработки скважин
• Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка
• Газодинамический разрыв пласта (ГДРП)

3. Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т             дополнительно добытой нефти

4. Заключение                                                                                          
5. Список использованных источников и литературы                          

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом, что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

Например, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии средняя нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах СНГ и России – до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки.

Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. В настоящее время по различным причинам в российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской части РФ) простаивает более 250 тысяч скважин.

Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить нефте- и газоотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Современные методы увеличения нефте- и газоотдачи пластов

Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности технологии и методы воздействия.

Метод	Реагент или способ воздействия
Закачка реагентов	Вода, газ, легкие фракции нефти
Тепловые	Горячая вода, пар, внутрипластовое горение, горючеокислительные смеси
Физико-химические	ПАВ, соляная кислота, щелочные растворы и другие химические реагенты
Волновые	Электромагнитные, вибрационные, сейсмоакустические, импульсные
Механические	Гидроразрыв пласта, разбуривание горизонтальными скважинами
Микробиологические	Активация пластовой микрофлоры

 

 

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.

С середины 1980-х годов в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.

Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.

Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.

По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:

1. локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.
2. глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах со средней и высокой проницаемостью.
3. массированный с разрывом более 100 м и объемом закачки более 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.

Эта классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.  
Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикали, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине и др. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и горизонтальных скважинах. В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин для отработки критериев выбора скважин, режимов проведения разрывов и технологии освоения.

 

Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта

После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 – 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.  
По данным ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела применение этого метода на нефтяных скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах позволяет за 2-4 года получить дополнительно от 2847 до 4653 т нефти на одну скважину.

 

Тепловые методы

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

 

 

Реагентная обработка скважин

Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями – это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:

1. кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
2. окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;
3. комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;
4. полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.

К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.

В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.

 

 

 

 

 

Технология акустической обработки скважин

Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

При взаимодействии акустического поля с фазами горных пород достигается: увеличение их проницаемости благодаря изменениям структуры пустотного пространства; разрушение минеральных солеотложений; акустическая дегазация и снижение вязкости нефти; вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта. Технология обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты. При этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия является технически и физиологически безопасным и экологически чистым. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.

Аппаратура для акустической обработки скважин состоит из скважинного источника акустических колебаний магнитострикционного или пьезокерамического типа и наземной геофизической станции, которая содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического поля, создаваемого скважинным генератором.

По результатам геофизических исследований в продуктивном пласте устанавливают интервалы обработки. Спуск и подъем излучателя в интервал перфорации осуществляется каротажным подъемником на геофизическом кабеле. Режим работы скважинного снаряда может быть непрерывным (монохроматическое излучение) и импульсным. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет реализовать условия резонанса в обрабатываемой среде, и при этом амплитудное значение энергии в импульсе существенно выше, чем в непрерывном излучении. Успешность обработки достигает 80%.