Нагнетание УВ (природных) газов и азота

Условия полного смешивания газов с нефтью достигается при более высоких Р по сравнению с СО₂.УВ газ смешивается с нефтью при давлении порядка 25-35 МПа, а азот – 36-50 МПа.Азот легче смешивается с легкой нефтью, чем с тяжелой, и плохо растворим в воде.Коэф.извлечения нефти азотом ниже чем при использовании природного газа. Добавление СО₂ к нагнетаемому природному газу или азоту заметно увеличивает нефтеотдачу. УВ газ в основном применяют для добычи легких нефтей и для доразработки нефтяных залежей после заводнения. Нагнетание обогащенного газа в основном реализуется на пластах рифового типа с легкой нефтью, на значительных глубинах (от 2600 м и выше), со значительной нефтенасыщенной толщиной (более 50 м) и пористостью более 0, 07 д.е.

Объем оторочки в успешных проектах составлял до 35-40% порового объема, а дополнительнаянефтеотдача достигала 12-30% от начальных извлекаемых запасов.

Для выбора объекта применения газового и водогазового воздействия одних благоприятных геолого-физических параметров залежи недостаточно. Это касается в первую очередь уже разбуренных и обустроенных месторождений, так как при проектировании ВГВ необходимо решать задачу использования скважин, предназначенных по первоначальному проекту для добычи нефти с использованием системы стандартного заводнения.

Реализация ВГВ затруднена необходимостью переоборудования как нагне­тательных, так и добывающих скважин, поскольку при ВГВ предъявляются по­вышенные требования к герметичности и давлению на устье этих скважин. В связи с повышенными требованиями к герметичности добывающих скважин, которые могут работать с высоким газовым фактором (1500-2000 м³/м³) и высоким давлением на устье (до 14 МПа), при выборе объекта для ВГВ необходимо ограничиться теми объектами, на которых добывающие скважины пробурены и построены по проекту, предусматривающему газлифтный способ добычи нефти.

Разработка ряда месторождений может осуществляться с такими осложнениями, как короткий безводный период и быстрый прорыв воды в добывающие скважины, низкие дебиты, выпадение в скважинах гидратов и парафинов. Применение методов газового и водогазового воздействия с ПНВРА позволит интенсифицировать их разработку, повысить конечную нефтеотдачу, исключить ряд осложнений (например, выпадение парафинов), наблюдающихся в добывающих скважинах при высокойобводненности и небольших дебитах.

При выборе объектов необходимо учитывать наличие доступных дешевых источников газа, ШФЛУ, ПНВРА. Попутный газ в достаточных объемах для закачки в пласт имеется не на всех залежах. Поставка его со стороны обходится дорого. В то же время есть районы, где имеется его значительный избыток и проблемы с его использованием, а также газоперерабатывающие заводы, которые являются источниками ШФЛУ. Месторождения, расположенные в таких районах, являются первоочередными объектами газового и водогазового воздействия.

Таким образом, при обосновании выбора объекта газового и водогазового воздействия необходимо учитывать следующие факторы:

• благоприятные геолого-физические характеристики залежи;

• наличие попутного газа или дешевых источников газоснабжения;

• наличие добывающих скважин, построенных по проекту, обеспечивающему высокую герметичность при высоких газовых факторах (до 2000 м³/м³);

• учет специфических для заводнения осложнений, которые могут быть устранены описанными методами газового и водогазового воздействия (низкая проницаемость коллектора, прорывы воды по трещинам);

• положительные технико-экономические показатели газового и водогазового воздействия, допускающие возможность конкуренции с заводнением.

 

Теория применения несмешивающегося ВГВ с использованием эффекта пенообразования

Применение технологии ВГВ требует наличия газа для закачки в пласт, строительства компрессорных станций и трубопроводных сетей для закачки газа, т.е. эти методы - достаточно дорогостоящие. При несмешивающемся вытеснении и применении пенообразующих агентов объем закачиваемого газа не должен превышать 20-30 % порового объема пласта. Такое количество газа можно создать в пласте в процессе частичного разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения. Такой процесс можно реализовать на нефтяных месторождениях в том случае, если давление насыщения нефти близко к пластовому давлению или если разработка залежи в первый период проводится без поддержания пластового давления. В этом случае в залежь следует закачать оторочку воды, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый агент - ПАВ или полимер (ПНВРА). Затем, после снижения давления, обеспечивающего выделение в пласте необходимого объема газа, который может быть удержан в пласте в виде пены, переходят на заводнение с поддержанием пластового давления на уровне несколько ниже давления насыщения нефти.

В глубокозалегающих месторождениях легких нефтей, характеризующихся повышенным газосодержанием и высокими давлениями насыщения, это количество газа можно получить путем очень незначительного снижения пластового давления ниже давления насыщения. Однако для того, чтобы удержать этот объем газа в пласте и создать в этом пласте процесс, приближающийся к ВГВ, после частичной разработки залежи на истощение и снижения давления ниже давления насыщения необходимо провести закачку оторочки воды, содержащей ПНВРА. Затем продолжают заводнение пласта такими темпами, чтобы поддерживать в пласте давление несколько ниже давления насыщения. При этом возможна и циклическая закачка воды.

16. Теоретические основы проведения гидравлического разрыва пласта. Напряженное состояние пласта. Механизм образования трещин

ГРП предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключается в создании искусственных и расширении естественных трещин.

Наличие микротрещин в ПЗС связано с процессом первичного вскрытия в фазе бурения вследствие взаимодействия долота с напряженными горными породами, а также с процессом вторичного вскрытия (перфорации).

Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовавшиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (например, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.

Общие положения. В невозмущенном горном массиве напряженное состояние горных пород характеризуется следующими напряжениями:

— вертикальным ,определяемым весом вышележащих горных пород:

(5.9)

— горизонтальным , (5.10)

где — плотность вышележащих горных пород;

Н —глубина залегания горизонта, для которого рассчитываются напряжения;

— коэффициент бокового распора, определяемый по формуле академика А.Н. Динника:

(5.11)

— коэффициент Пуассона горной породы, зависящий от продольных и поперечных ее деформаций.

Для песчаников и известняков ; для упругих пород коэффициент Пуассона изменяется в пределах 0,25- 0,43. Для пластичных горных пород (глина, глинистые сланцы, каменная соль) коэффициент Пуассона стремится к 0,5, вследствие чего .

Одним из основных параметров ГРП является давление разрыва горных пород, которое зависит как от горного давления, так и от прочности горных пород. Прочность горных пород даже одного объекта разработки может изменяться в значительных пределах в зависимости от типа породы, ее пористости, структуры порового пространства, минералогического состава, а также от наличия глинистых разностей. Следовательно, давление разрыва Р_р является трудно рассчитываемой величиной, но принципиально оно может соотноситься с горным давлением Р_г следующим образом:

В зависимости от соотношения Р_р /Р_г в определенной степени зависит и ориентация в пространстве образующихся трещин. Таким образом, соотношение Р_р/Р_г в реальных случаях может быть самым различным. Практика показывает, что во многих случаях Р_р<Р_г. В общем случае давление разрыва зависит от следующих основных факторов:

— горного давления Р_г;

— проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин;

— прочности и упругих свойств горной породы;

— структуры порового пространства;

— свойств жидкости разрыва;

— геологического строения объекта;

— технологии проведения ГРП и др.

При реализации ГРП в призабойной зоне могут образовываться трещины различной пространственной ориентации: горизонтальные, вертикальные или наклонные. На рис. 5.4 приведена схема горизонтальной и вертикальной трещин.

Рис. 5.4. Схема горизонтальной и вертикальной трещин

А. Образование горизонтальной трещины.

Если в призабойную зону скважины нагнетать слабофильтрующуюся (среднефильтрующуюся) жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗС, определяемые, как правило, наличием трещин. Фильтрация возможна только при определенном перепаде давлений , зависящем от ряда факторов:

(5.13)

В этом случае слабофильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины. При этом положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяют по эмпирической зависимости:

, (5.14)

где Q_мин.г —минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещины, м3/с;

R_r — радиус горизонтальной трещины, м;

— ширина трещины на стенке скважины, м (см. рис. 5.4);

— вязкость жидкости разрыва, мПа*с.

Принципиально возможно образование горизонтальной трещины и фильтрующейся жидкостью, что связано с существенным увеличением темпа и давления закачки.

Б. Образование вертикальной (наклонной) трещины

Если используется нефильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает. При определенном напряжении, превышающем предел прочности породы на сжатие, порода разрывается. Физически этот процесс протекает следующим образом. По мере роста давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

Минимальный темп закачки жидкости разрыва рассчитывают по следующей эмпирической зависимости:

(5.15)

где Q_мин.в —минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования вертикальной трещины, м3/с;

h — толщина пласта, м.

Так как в процессе закачки определенная часть жидкости фильтруется в породу , формируя вдоль трещин зоны инфильтрата, действительный темп закачки жидкости разрыва Q_Д должен быть выше такового, рассчитываемого по формулам (5.14) и (5.15)

17. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Виды ГРП

Виды ГРП:

По типу скважины:

- добывающие нефтяные

- добывающие газовые

- нагнетательные

По применяемому внутрискважинному оборудованию:

- без НКТ (разрыв в обсадной колонне)

- с использованием НКТ

- без пакера (давление разрыва пласта действует на обсадную колонну

По числу пластов в разрезе скважины:

- один

- два

- несколько

По виду ГРП:

- простой

- поинтервальный (многократный)

- направленный

- избирательный

- массированный

- Глубокопроникающий

- комбинированный (щелевая разгрузка+ГРП…)