МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ Презентация на тему: ОТЛИЧИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТИОТДАЧИ Подготовил: студент группы Король Р.Н. Проверил: Губайдуллин Ф.А.

Введение Проблема интенсификации притока нефти приобрела особую актуальность в последние годы в связи с падением нефтидобычи практически во всех нефтигазоносных регионах России. Как одно из средств повышения эффективности добычи нефти могут быть использованы технологии вызова и интенсификации притока нефти из продуктивных коллекторов с низкой проницаемостью, а также коллекторов, изменивших свои фильтрационные свойства при вскрытии пластов и промысловых операциях на скважинах. Во многих случаях падение продуктивности пластов при этом связано с работой глинистых минералов как самого пласта-коллектора, так и привнесенных. Крупные работы ведутся в нашей стране по освоению методов интенсификации притока нефти и газа к скважинам, по увеличению нефти - и газоотдачи коллекторов. Вместе с тем перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят еще многие нерешенные проблемы по увеличению эффективности эксплуатации залежей нефти и газа. Сложнейшей задачей является повышение нефти - и газоотдачи пластов. В данной работе рассматриваются новые технологии интенсификации притока продукции к забоям скважины.

Методы интенсификации притока Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. Цель воздействия – восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород,по нефти. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.. Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО. Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте. Термокислотная обработка – это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй – кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 – 90"С. Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки призабойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

К физическим методам относятся: - дополнительная перфорация и перестал старых интервалов; - акустическое воздействие; - вибровоздействие. При прогреве призабойной зоны парафинистой-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтипродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

Методы повышения нефтиотдачи и интенсификации притока к забоям скважины. Большинство месторождений, разрабатываемых НГДУ, находятся на поздних стадиях разработки, характеризуются значительной выработкой запасов высокопродуктивных залежей и высокой обводненностью. В течение длительного времени эксплуатации скважин происходит ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта, такие как попадание в пласт солевого раствора при глушении скважин, отложение асфальта-смолисто- пара-финовых веществ, и многое другое., Кроме этого, к трудноизвлекаемым приурочена высокая доля запасов нефти (низко проницаемые коллектора, нефтигазовые залежи с обширными под газовыми зонами, залежи с водо-нефтяными зонами). Эксплуатация скважин, расположенных в этих зонах, осложняется низкими дебитами и приемистостью скважин, высокой обводненностью и высоким газовым фактором. В связи с этим повышение эффективности разработки месторождений приобретает большое значение, а в конечном итоге и достижение проектных уровней добычи нефти. Для этого проводится большой объем работ по повышению нефтиотдачи и увеличению производительности скважин.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтиотдачи пласта: - гидродинамические методы; - физико-химические методы; - тепловые, микробиологические и другие методы. В НГДУ наиболее широко применяются первые две группы методов, поэтому рассмотрим их более подробно. Гидродинамические методы к ним относятся: - нестационарное заводнение; - форсированный отбор жидкости; - вовлечение в разработку недренируемых запасов; - барьерное и очаговое заводнение. К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя: - циклическое заводнение; - изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие. Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтиотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтиотдачи. При­ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем – в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Физико-химические методы Использование физико-химических методов повышения нефтиотдачи пластов – одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия. Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низко проницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на при-забойную зону пласта, но и способствует повышению нефтиотдачи. При ГРП создается система глубоко проникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности – 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтиотдачи пластов – выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении. Существуют следующие технологии с использованием полимеров: - полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки; - комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки; - воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти; - циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ; - циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно- активными системами; - щелочно-полимерное заводнение; - полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Кислотная обработка призабойной зоны Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, с целью увеличения его проницаемости. Оборудование и материалы: -Колтюбинговая установка; -установка для кислотной обработки скважин, имеющая специализированный насос; -емкость для запаса кислоты; -кислота. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты.

Описание технологии В процессе выполнения данной операции гибкую трубу, при обеспечении непрерывной циркуляции воды, спускают на глубину перфорации. Затем в скважину через нее закачивают расчетный объем кислоты (рис. 13), после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки выполняют при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. (В ряде случаев, при обработке малопроницаемых пластов процесс закачки жидкости может выполняться в режиме гидроразрыва пласта). После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени реакции кислоты с породой продуктивного пласта выкидную задвижку открывают, гибкую трубу приподнимают и начинают операцию по вызову притока. Практика использования колтюбингового оборудования показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины.

Гидравлический разрыв пласта Для интенсификации притока нефти (газа) к забою скважины, вскрывающей низко проницаемые коллекторы, необходимо создать в их призабойной зоне систему трещин. Для раскрытия естественных микротрещин и создания новых в материале призабойной зоны пласта следует создать давление, которое превысило бы прочность слагающего его материала. Это достигается за счет закачки технологической жидкости в продуктивный пласт с расходом, величина которого превышает расход жидкости, поглощаемой пластом. После фиксации образовавшихся трещин путем нагнетания в них песка гидравлическое сопротивление призабойной зоны существенно снижается и дебит скважины увеличивается. Оборудование и материалы

- Колтюбинговая установка, оснащенная гибкой трубой с достаточно большим поперечным сечением, обеспечивающим закачку технологических жидкостей с необходимым расходом (обычно не менее 60,3 мм); - забойная компоновка, включающая пакеры для изоляции зоны перфорации от полости скважины; - устьевое оборудование, состоящее из превентора и шлюза для спуска в скважину забойной компоновки (в ряде случаев шлюз заменяется системой из двух универсальных превенторов и промежуточной камеры); - насосный агрегат (обычно используется несколько агрегатов, работающих параллельно, а также резервный агрегат); - манифольд; - пескосмесительные агрегаты; - емкости для технологических жидкостей (жидкость разрыва, жидкость- песконоситель, продавочная жидкость); - станция управления процессом; - материалы для проведения ГРП (песок, технологические жидкости).

Описание технологии Основные принципы выполнения ГРП с использованием колтюбинговых установок соответствуют существующим, разработанным для выполнения этих работ по классической технологии - с помощью агрегатов капитального ремонта скважин. Отличия, обусловленные преимуществами колтюбинга, следующие: проведение процесса может быть выполнено при спуске оборудования в колонну лифтовых труб, что позволяет начать эксплуатацию скважины сразу после выполнения ГРП; сокращается время выполнения работ, поскольку отпадает необходимость извлечения колонны лифтовых труб, находящихся в скважине, и спуска колонны НКТ с пакером для выполнения процесса; исключается операция глушения скважины для извлечения технологического оборудования и сопровождающая ее операция по вызову притока.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда об­водненность достигает более 75%. При этом нефтиотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтиотдачи. При­ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на %, а за­тем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностя­ми используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного от­бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта. Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забо­ям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатациюнасосы

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!