Методи підтримки пластового тиску на нафтових родовищах
Найважливішим завданням при розробці та експлуатації нафтових родовищ є максимальне вилучення з продуктивних пластів нафти. Як було показано, повнота видобування нафти з пластів характеризується коефіцієнтом віддачі пласта, який на різних родовищах коливається в широких межах. Для підтримки пластового тиску і збільшення коефіцієнта віддачі пласта застосовують різні методи, але найбільше застосування на практиці знайшли такі методи, як закачування під тиском в продуктивні пласти води або газу. Перший метод пов'язаний із закачуванням під великим тиском (близько 20 МПа) в нафтові пласти води, що пройшла спеціальну підготовку. Причому розрізняють законтурне і внутріконтурное заводнення нафтових пластів. При законтурному заводнении закачування води в пласти здійснюють через спеціально пробурені свердловини, розташовані за лінією кордону контуру нафтового родовища (за його контуром). В цьому випадку вода проникає в капіляри пластів і витісняє з них нафту, стягуючи до центру контур нафтового родовища. При великих площах нафтового родовища ефективність застосування одного законтурного заводнення виявляється недостатньою і поряд з ним застосовують внутріконтурное заводнення, коли площа нафтового родовища шляхом розміщення інжекційних (нагнітальних) свердловин по лініях всередині контуру родовища розбивають на окремі менш великі родовища. Вода перед закачуванням в пласти спеціально готується на установках підготовки води.
Для підтримки пластового тиску застосовують також закачування газу в пласти. Для закачування застосовують попутний (нафтової) або природний газ. Закачування газу зазвичай здійснюють в підвищені частини пластів для підтримки Газонапірний режиму експлуатації родовища. При цьому бажано, щоб пласти мали крутий кут падіння, проникність пластів була досить високою, а нафта в пластах мала б малу в'язкість. Тиск закачування газу має на 10-20% перевищувати пластовий. Закачування газу здійснюють через колишні нафтові свердловини або спеціально пробурені нагнітальні свердловини. Загальний обсяг закачаного в пласти газу (приведеного до пластовим умовам) повинен бути дорівнює обсягу витісненої з пластів нафти. Для підтримки пластового тиску необхідно закачувати в пласти значний обсяг газу під великим тиском. Тому цей метод підтримки пластового тиску застосовують рідко і лише на кінцевій стадії експлуатації родовища в зв'язку з великими капітальними витратами на будівництво потужних компресорних станцій і недостатністю закачується газу.
Крім закачування вфди або газу в пласти на практиці використовують і інші методи підтримки пластового тиску: обробка закачуваної води поверхнево-активними речовинами (ПАР), закачування в пласти вуглекислоти, теплові методи. Застосування ПАР для добавки в закачувати воду в невеликих кількостях (0,05-0,1%) значно знижує поверхневий натяг на межі з нафтою і з твердою поверхнею породи, зменшує необхідний перепад тиску для переміщення нафти по капілярах і сприяє кращому вимивання нафти з капілярів . За даними лабораторних досліджень нефтеотдача пластів при використанні ПАР може збільшитися на 15-16%.
При використанні для підвищення нафтовіддачі вуглекислоти в пласт закачують або карбонизовані воду, або рідку вуглекислоту, які і витісняють нафту з капілярів пласта до вибою свердловини. Вуглекислий газ добре розчиняється як в вуглеводневої середовищі (нафти), так і в воді. При цьому в'язкість води збільшується. а нафти, навпаки, знижується, що і сприяє кращому переміщенню її по капілярах пласта.
Теплові методи підвищення нафтовіддачі пластів засновані на зниженні в'язкості нафти, расплавлении відкладень парафіну в порах пласта, тепловому розширенні порід пласта при дії на забої свердловини підвищених температур (до 200 ° С і більше). До тепловим методів відносять прогрів привибійної зони свердловин електричними або вогневими нагрівачами; паротеплового обробку пласта; закачування гарячої води в продуктивні пласти; видобуток нафти з допомогою внутріпластового рухається вогнища горіння.
Для прогрівання привибійної зони на забій свердловини на кабель-тросі опускають трубчасті електронагрівачі. Зовнішній діаметр корпусу електронагрівача 112 мм, довжина 3700 мм, маса 60 кг, а максимальна споживана потужність - 21 кВт при напрузі 380 В. Трубчасті електронагрівальні елементи виконують в двох варіантах: поднасосном, коли ці нагрівальні елементи опускають в свердловину разом з насосом, а сам елемент знаходиться під насосом, і непод-насосному, коли нагрівальний елемент опускають для періодичного прогріву привибійної зони свердловини при відсутності в свердловині насоса. Поднасосний варіант краще, так як нагрівальний елемент знаходиться разом з насосом в свердловині і періодично включається для підігріву в міру зменшення надходження нафти з свердловини.
Паротеплового обробка пласта пов'язана із закачуванням в привибійну зону перегрітої пари. Перегрітий пар отримують на пересувних парових установках, змонтованих на шасі автомобіля, і нагнітають в свердловину протягом 10-12 діб. Після цього гирлі свердловини закривають на 2-5 добу. За цей час тепло поширюється в глиб пласта. Для отримання оптимального ефекту підвищення нафтовіддачі необхідно закачати не менше 1000 т пара. На практиці використовують також закачування в пласти гарячої води.
Процес внутріпластового горіння для підвищення нафтовіддачі пласта полягає в тому, що через нагнетательную свердловину в пласт подають під тиском повітря і за рахунок кисню повітря здійснюють спалювання нафти в капілярах пласта привибійної зони. При цьому використовують два способи розпалювання пласта: мимовільне і штучне. У першому випадку відбувається самозагорання нафти на родовищах з бистроокісляющейся нафтою. У другому випадку на забої свердловини розміщують електричні або газові нагрівачі, які використовують в якості запальників. При дії високої температури в осередку горіння нафти утворюються гарячі гази, пари води, гаряча вода і гаряча нафту. Гарячі гази і пари води мають більш високим тиском і за рахунок цього по пласту в сторону нафтових свердловин поширюються гаряча вода і гаряча нафту, які і видавлюють нафту. Додатковий приплив нафти в свердловини, а отже, і додатковий дебіт забезпечують застосування методів збільшення проникності привибійної зони пласта. На завершальній стадії буріння свердловини глинистий розчин може проникати в пори і капіляри привибійної зони пласта, знижуючи її проникність. Зниження проникності цієї зони, забруднення її можливо і в процесі експлуатації свердловини. Проникність привибійної зони продуктивного пласта збільшують за рахунок застосування різних методів: кислотної обробки свердловин; гідравлічного розриву пласта; термокислотні обробки свердловин; термохімічної обробки свердловин.
Кислотна обробка свердловин пов'язана з подачею на забій свердловини під певним тиском розчинів кислот. Розчини кислот під тиском проникають в наявні в пласті дрібні пори і тріщини і розширюють їх. Одночасно з цим утворюються нові канали, за якими нафта може проникати до забою свердловини. Для кислотної обробки застосовують в основному водні розчини соляної кислоти і плавикової (фтористоводородной) кислоти. Концентрація кислоти в розчині зазвичай приймається рівною 10-15%, що пов'язано з небезпекою корозійного руйнування труб і устаткування. Однак у зв'язку з широким використанням високоефективних інгібіторів корозії і зниженням небезпеки корозії концентрацію кислоти в розчині збільшують до 25-28%, що дозволяє підвищити ефективність кислотної обробки. Тривалість кислотної обробки свердловин залежить від багатьох факторів - температури на забої свердловини, виду порід продуктивного пласта, їх хімічного складу, концентрації розчину, тиску закачування. Технологічний процес кислотної обробки свердловин включає операції заповнення свердловини кислотним розчином, продавлювання кислотного розчину в пласт при герметизації гирла свердловин закриттям засувки. Після закінчення процесу продавлювання свердловину залишають на деякий час під тиском для реагування кислоти з породами продуктивного пласта. Тривалість кислотної обробки після продавлювання становить 12-16 год на родовищах з температурою на забої не більше 40 ° С і 2-3 ч при забійних температурах 100-150 ° С.
Гідравлічний розрив пласта - це процес, пов'язаний з утворенням і розкриттям тріщин в привибійній зоні продуктивних пластів під гідростатичним дією рідини, закачиваемой в свердловину під великим тиском. Тиск закачування залежить від глибини залягання продуктивного пласта, виду порід, що складають цей пласт, і ін. Зазвичай тиск при гідравлічному розриві має перевищувати гідростатичний тиск в свердловині в 1,5-3 рази. Конкретне тиск гідравлічного розриву характеризується градієнтом розривного тиску, який змінюється в межах від 0,0105 до 0,02 МПа / м. Наприклад, для нафтових родовищ Татарстану і Башкирії при глибинах свердловин 1650-1800 м градієнт розривного тиску становить 0,014-0,017 МПа / м, тобто тиск гідравлічного розриву змінюється в межах від 23 до 30 МПа. Для попередження закриття тріщин в породах пласта в їх порожнини вводять крупнозернистий пісок. При виробництві гідравлічного розриву застосовують три види робочих рідин: рідина розриву, рідина-пісконосіїв і продавочной рідина. В якості рідини розриву зазвичай застосовують рідини на вуглеводневій основі (нафта, дизельне паливо, гас). Рідина-пісконосіїв повинна добре утримувати в своєму складі частинки піску розміром 0,3-1 мм і призначена для заповнення піском розкритих тріщин в пласті. Рідини-пісконосіїв готують на вуглеводневій основі з введенням загусників для підвищення в'язкості (наприклад, нафтового гудрону). Як продавочной рідини в експлуатаційних свердловинах використовують нафту, а в нагнітальних - воду. Гідравлічний розрив пласта здійснюють закачуванням в свердловину робочої рідини під великим тиском за допомогою поршневих насосних агрегатів. Спочатку в свердловину закачують рідину розриву і проводять випробування пластів на прийомистість і встановлюють можливість утворення тріщин в пласті. Після цього, не знижуючи темпу закачування, за допомогою другого агрегату в свердловину закачують рідину-пісконосіїв. Після того як в свердловину разом з рідиною закачають необхідну кількість піску, включають насосний агрегат для подачі в свердловину продавочной рідини, за допомогою якої вдавлюють частки піску в утворилися тріщини пласта.
Термохімічна обробка свердловини пов'язана з розміщенням на забої свердловини термореактор - перфорованої труби, яку попередньо заповнюють прутами магнію. Потім в термореактор з поверхні подають кислотний розчин. Кислота вступає з магнієм в екзотермічну реакцію. Нагрівання привибійної зони пласта сприяє кращому проникненню кислоти в пори і тріщини пласта. Застосовують також внутріпластового термохімічну обробку, коли при гідророзриві пласта разом з рідиною-пісконосіїв в тріщини і пори пласта закачують порошок магнію. При подальшій кислотної обробці екзотермічні реакції кислоти з магнієм відбуваються безпосередньо в тріщинах пласта, а не прореагували кислота сприяє розширенню пір і тріщин в пласті.