Основные методы увеличения нефтеотдачи пластов

 

     Введение. 

     Эффективность извлечения нефти из нефтеносных  пластов современными, промышленно  освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний  день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов 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.

     Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих  значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Цели применения МУН.

     Во  всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения  нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки месторождений.

     В целях повышения экономической  эффективности разработки месторождений, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования  реинвестиций весь срок разработки месторождения  принято делить на три основных этапа.

     На  первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

     На  втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными .

     На  третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) .

     Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью  слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи.

     Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов. 
 
 
 
 
 
 

2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

     I. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое  горение;

• вытеснение нефти  горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

     II. Газовые методы:

• закачка воздуха  в пласт; 
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ); 
• воздействие на пласт двуокисью углерода; 
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

     III. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); 
• вытеснение нефти растворами полимеров; 
• вытеснение нефти щелочными растворами; 
• вытеснение нефти кислотами; 
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.); 
• микробиологическое воздействие.

     IV. Гидродинамические методы:

• интегрированные  технологии; 
• вовлечение в разработку недренируемых запасов; 
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах; 
• нестационарное (циклическое) заводнение; 
• форсированный отбор жидкости; 
• ступенчато-термальное заводнение.

     V. Группа комбинированных методов.

     С точки зрения воздействия на пластовую  систему в большинстве случаев  реализуется именно комбинированный  принцип воздействия, при котором  сочетаются гидродинамический и  тепловой методы, гидродинамический  и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так  далее.

     VI. Методы увеличения дебита скважин.

     Отдельно  следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин.  Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи  не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.

     К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:

• гидроразрыв пласта; 
• горизонтальные скважины; 
• электромагнитное воздействие; 
• волновое воздействие на пласт; 
• другие аналогичные методы. 
 

     3. Основные  МУН

     3.1. Тепловые МУН

     Тепловые  МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения  продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей . Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. 

     Паротепловое  воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени  и характеру насыщения:

1) Зона  пара вокруг нагнетательной скважины  с температурой, изменяющейся от  температуры пара до температуры  начала конденсации (400–200°С), в  которой происходят экстракция  из нефти легких фракций (дистилляция  нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть  совместная фильтрация пара и  легких фракций нефти.  
2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.  
3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

     При нагреве пласта происходит дистилляция  нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.

     Внутрипластовое горение. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте – основное преимущество данного метода.

     Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить  в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных  реакций.

     После создания очага горения у забоя  скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод  от очага (фронта) продуктов горения (N₂, CO₂, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

     В качестве топлива для горения  расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и  испарившимися фракциями нефти  впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции  нефти.

     В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

     Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – например, воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

     Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

     Пароциклические обработки скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

     Механизм  процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти  паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной  среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в  пласт он, естественно, внедряется в  наиболее проницаемые слои и крупные  поры пласта. Во время выдержки в  прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат  вытесняет, замещает маловязкую нефть  из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые  слои, то есть меняется с ней местами.

     Именно  такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и  является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл. 

     3.2. Газовые МУН

     Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).