Отчет по практике в НГДУ «Оханефтегаз»

Форсированный отбор  жидкостей применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. Нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение и разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время успешно реализуются  несколько проектов – закачка  водорастворимых полимеров, поверхностноактивных веществ (ПАВ), углеводородных газов  высокого давления, закачка углекислого  газа, щелочи, серной кислоты и др.

Заводнение растворами полимеров. Сущность методов заключается в выравнивании подвижности нефти и вытесняющего агента при добавлении полимеров. Однако так как объемы нагнетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью экономии полимера для загущения воды и повышения экономической эффективности метода на практике применяют технологию заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением обычной водой. Как показывает опыт, наиболее благоприятные условия для применения полимерного заводнения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.

Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пласта при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть-вытесняющая жидкость» и «нефть-порода». Установлено, что с увеличением полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов и смол повышают эффективность метода по сравнению с обычным заводнением. Преимущество метода заключается в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления.

Заводнение мицеллярными растворами. В результате применения мицеллярных растворов уменьшается натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнетательных или добывающих скважинах.

Заводнение растворами щелочей. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи, а также на способности щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов.

Вытеснение нефти газом  высокого давления. Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти.

Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диоксид углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение диоксид углерода в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды, что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Сернокислотное заводнение. В основе применения этого метода лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду. Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефтей приводит к образованию сульфакислот в количестве 5-7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи  пластов.

Среди тепловых методов воздействия  выделяют два направления: закачка  в пласты пара и нагретой воды и  внутрипластовое горение.

Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу.

Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором – «влажного» внутрипластового горения. Суть метода – образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

В зависимости  от  расположения  нагнетательных  скважин  по отношению к залежи нефти  различают:  законтурное, приконтурное  и  внутриконтурное   заводнение. На многих месторождениях применяют сочетание  этих разновидностей.  

       Законтурное  заводнение

       Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических  ресурсов, расходуемых  на  продвижение  нефти   к  забоям  эксплуатационных   скважин.  С  этой целью  поддержание  пластового давления  производится  закачкой  воды       через  нагнетательные  скважины,  расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности).  При  этом линию нагнетания  намечают  на  некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. 

         Для  однородных высокопроницаемы пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается  природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы.

          Если законтурное заводнение  в стадии его широкого внедрения  считалось наиболее эффективным  методом поддержания пластового  давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей.        Для ряда залежей нефти, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК  привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу – к изоляции нефтяной залежи от законтурной области. К недостаткам  законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.        Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

        Приконтурное  заводнение

        Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

        Уменьшение  проницаемости в законтурной  части пласта резко снижает  поглотительную способность законтурных нагнетательных  скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области,  а  также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

       Преимущества  приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть  до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих  для разработки практического  значения. На крупных  платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей ( 1 – 3 м ).

         Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока  достижение максимального уровня  добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

        Внутриконтурное  заводнение

Полученные  результаты  законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование  разработки нефтяных месторождений и привели к  целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

         При внутриконтурном заводнении  поддержание или восстановление  баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта.

  В  России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

• разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин  на отдельные площадки;
• барьерное заводнение;
• разрезание  на отдельные блоки самостоятельной разработки;
• сводовое заводнение;
• очаговое заводнение;
• площадное заводнение.

    Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется  на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе.  На средних и небольших по размеру  залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов ( литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7 ).

В  результате дальнейших исследований, исходя из опыта  разработки, было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин  в блоке (полосе) не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки  нефтяных месторождений:  однорядная, трехрядная и пятирядная.

  В дальнейшем, с целью расположения резервных  скважин, интенсификации и регулирования  разработки месторождений, стали  применять схемы очагового и  избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой  разработки, а на отдельных участках пластов. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения.

          Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него.  Если размеры залежи превышают оптимальные, то  это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может  быть избран в связи со значительным ухудшением  проницаемости  в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд  нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает  залежь на центральную и кольцевую площади.       Центральное заводнение  как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется  одна или несколько добывающих скважин).    

        Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве  дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение  нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных  основными  системами. Оно более эффективно на  поздней стадии разработки.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное  заводнение  характеризуется рассредоточенной закачкой воды  в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважиноточек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные, также линейные (рис.1).