Тепловые методы повышения

Нефтеотдачи пластов

При нагнетании в пласт теплоносителей (растворов на углеводородной основе, воды, пара) гидродинамическое вытеснение дополняется повышением температуры в залежи, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности. Объектами применения технологии являются залежи высоковязкой тяжелой нефти, а также нефти, пластовая температура которой равна или близка к температуре насыщения парафином, если другие методы повышения нефтеотдачи не применимы или не обеспечивают достаточной эффективности.

Среди технологий паротеплового вытеснения нефти выделяют циклическую закачку пара, закачку пара с последующим перемещением тепловой оторочки водой и непрерывное нагнетание пара в пласт. Многолетний опыт пароциклической отработки пластов показал, что эффективность метода падает от цикла к циклу на 10-50 %, а после пятого или шестого циклов метод становится экономически невыгодным.

Для перераспределения потока вытесняющего пара широко используют химические добавки. Наибольшее распространение получили вспенивающие реагенты, в качестве которых применяют сульфанатные поверхностно-активные вещества. Для стабилизации пены и существенного увеличения фактора сопротивления проточных каналов в систему вводят каустик, а паронагнетание сочетают с закачкой газообразных смесей водорода, окиси углерода, азота и паров легких углеводородов. Газ повышает пенообразующую способность ПАВ и ускоряет темпы добычи нефти. Пенообразование в нефтяном пласте весьма эффективно при наличии высокопроницаемых каналов и трещин.

Важным направлением совершенствования технологии закачки пара в целях повышения нефтеотдачи пласта является регулирование профиля фильтрации гелеобразующим составом. Гель характеризуется большей термостабильностью, чем пенные системы. Основу гелеобразующих смесей составляют поливиниловый спирт, альдегид и вода. Гелеобразующий состав может закачиваться в пласт вместе с паром или поочередно. Исходный состав имеет низкую вязкость и легко проникает в паропроводящие каналы пласта, где под действием высокой температуры образует структуры, закупоривающие поры. Состав, внедрившийся в зоны, не обработанные паром, из-за низкой температуры не образует связей и легко вытесняется из пласта.

Эффективность метода добычи тяжелых и высоковязких нефтей существенно повышается при тепловом воздействии на пласт из горизонтальных стволов скважин. В последнее время это новое направление стало широко применяться в мировой практике.

При вытеснении нефти паром могут применяться различные комбинации горизонтальных и вертикальных скважин в виде нагнетательных и добывающих. По мнению многих авторов, наиболее практической является схема, включающая для нагнетания пара вертикальные, а для добычи нефти горизонтальные скважины или наоборот.

Горизонтальный участок скважины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной породой, благодаря чему увеличивается охват пласта тепловым воздействием. Горизонтальные стволы повышают продуктивность скважин в 5-10 раз, увеличивая темп отбора и сокращая время возврата вложенных средств. Экономически они наиболее выгодны в маломощных пластах и в залежах с низкими коллекторскими свойствами.

Технология так называемой «паровой камеры» основана на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Нагнетаемый пар будет стремиться в верхнюю часть залежи, а горячий конденсат и подвижная нефть за счет сил гравитации будут дренироваться в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.

При закачке теплоносителя могут возникнуть различные осложнения: вынос песка, нагрев обсадной колонны. Для их предупреждения проводят крепление призабойной зоны, ограничивают отбор жидкости вплоть до остановки добывающей скважины.

Закачка пара является энергоемким процессом и характеризуется низким КПД из-за больших потерь тепла в наземных коммуникациях, в стволе скважины и по пласту. Даже в наиболее успешных проектах на выработку и закачку пара в парогенераторах расходуется от 1/5 до 1/2 топливного эквивалента добытой нефти. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6 м, сгущают сетки между нагнетательными и добывающими скважинами, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 250-300 т/сут и более), теплоизолируют трубы и др. Кроме того, на степень применения тепловых методов значительное влияние оказывает ограничение по защите окружающей среды за счет выбросов в атмосферу СO₂ и NO₂, выброса твердых веществ, загрязнения водоемов и др.

Вибросейсмическое воздействие на пласт

Наблюдения за повышением дебитов нефтяных скважин и пластовых давлений во время и после землетрясений послужили основой исследования влияния вибрационно-сейсмических процессов на нефтяные залежи. Например, землетрясение в Южной Калифорнии в 1952 г. вызвало повышение давления на устье фонтанирующих скважин в несколько раз. Землетрясение в Дагестане в 1970 г. привело к тому, что в радиусе более 200 км от эпицентра повысилась добыча нефти. Работы по исследованию направленного сейсмического воздействия с поверхности на нефтяные залежи для интенсификации добычи проводятся в Институте физики Земли РАН, ВНИИнефти, ВНИИЯГГе и др.

В настоящее время разработаны невзрывные поверхностные виброисточники – виброплатформы, которые работают в диапазоне частот от 5 до 100 Гц.

Воздействие на пласт осуществляется генерирующими упругими колебаниями низкой частоты. В сейсмическом поле процесс гравитационного разделения в обводненном нефтяном пласте может быть ускорен на 2-3 порядка. При этом изменяются фазовая проницаемость и градиент капиллярного давления. Увеличение нефтеотдачи пластов происходит за счет существенного снижения вязкости нефти, увеличения ее подвижности и вовлечения в разработку капиллярно-связной нефти, а также изолированных скоплений нефти, содержащей тяжелые фракции, не охваченных разработкой, и в результате интенсификации аккумуляции рассеянных капель нефти в обводненных зонах в более крупные и подвижные соединения.

Источники, генерирующие упругие колебания, располагают как на поверхности, так и в скважинах. Специалистами ВНИИнефти разработана технология ударно-волнового воздействия, в которой источником возбуждения колебаний большой мощности служит станок ударно-канатного бурения УГБ-ЗУК. Ударно силовые воздействия заданной частоты передаются бойком на оголовок по согласующей компоновке на излучатель, зацементированный в скважине в интервале продуктивного пласта. энергия ударной волны, формируемой в нижней части согласующей компоновки, затухает постепенно при удалении от возбуждающей скважины. Метод рекомендован к промышленному освоению на месторождениях Башкортостана.

Забойный низкочастотный источник упругих колебаний типа «падающий груз» используется в качестве составляющих элементов промысловых генераторов, разработанных специалистами института физики Земли (ИФЗ) РАН, ВНИИгеосистем и другими организациями.

Метод площадного вибросейсмического воздействия низкочастотными волнами, распространяющимися по горной породе на большие расстояния от источника колебаний, обеспечивает высокие коэффициенты охвата и может стать основой эффективной технологии доразработки обводненных нефтяных месторождений.

Газовые методы

Поддержания пластового давления

И повышения нефтеотдачи

Закачка воды для ППД имеет отрицательные последствия при малой проницаемости пород, наличии в пласте набухающих в воде глин и, как следствие, недостаточной приемистости нагнетательных скважин. В последние два десятилетия широкое развитие получили технологии извлечения нефти с применением углеводородных газов, водогазовых смесей и диоксида углерода. В настоящее время за рубежом реализуется около 170 различных модификаций газового воздействия. Опытно-промышленные работы по закачке газа в нефтяные пласты на месторождениях СНГ выявили значительные сложности в техническом обеспечении этого метода, что явилось основным фактором, сдерживающим масштабное применение газовых методов в нефтедобыче. При большой глубине залегания требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано, поскольку процесс компремирования газа даже при современном уровне развития техники является весьма энергоемким, а его КПД остается низким.

Различают два процесса вытеснения нефти: несмешивающийся и смешивающийся (без границ раздела фаз). При несмешивающемся вытеснении нефти для предупреждения преждевременного прорыва газа в добывающие скважины нагнетание газа производят в сводовую часть при углах падения пластов более 15°. Залежь должна быть гидродинамически замкнута и однородна по проницаемости.

Смешиваемость газа с нефтью в пластовых условиях повышает нефтеотдачу, но для этого требуется высокое давление нагнетания сухого газа (25 Мпа), которое можно снизить закачкой обогащенного газа (до 15 МПа). Такая технология наиболее эффективна при площадной закачке в пологих структурах, где гравитационное разделение газа затруднено.

В целях повышения эффективности и технологичности метода остаточную нефть вытесняют, закачивая водогазовую смесь (ВГС). Закачиваемый газ движется в пористой среде при совместимом, четочном (пробковом) режиме движения с водой. При использовании вытесняющих агентов, отличающихся по вязкости, фронт вытеснения нефти выравнивается. Закачка ВГС приводит к снижению приемистости водогазонагнетательных скважин и обводненности добываемой продукции. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого агента должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение. Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса и увеличивают энергетические затраты. Для их предупреждения организуют контроль за газовым фактором и химическим составом газа и уменьшают отбор жидкости из добывающих скважин.

Метод позволяет использовать попутный нефтяной газ, газ близлежащих газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

Высокой способностью смешиваться с нефтью и водой обладает диоксид углерода (СО₂). Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Жидкая фаза, образующаяся при температуре ниже 31 °С, при снижении давления до 7,2 МПа и менее может переходить в газовую фазу. Углекислый газ хорошо смешивается с пластовыми флюидами, что способствует их объемному расширению в 1,5-1,7 раз, снижению вязкости и капиллярных сил. Коэффициент вытеснения нефти может достигать 0,95, однако, так как СО₂ – маловязкий агент, особенно в условиях неоднородности залежи, возможно значительное снижение коэффициента нефтеохвата. СО₂ закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном или жидком состоянии (карбонизированная вода концентрацией 5-10 %) в виде оторочки. Оптимальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2-0,3 объема пор. Для повышения эффективности закачки оторочки чередуются проталкиванием водой при соотношении СО₂ и воды 0,25 : 1. Кроме заводнения, для уменьшения преждевременного прорыва СО₂ необходимо нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.

Источниками получения СО₂ могут быть природные залежи углекислого газа (Астраханское и Семивидовское месторождения), ТЭЦ, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические производства. Область применения метода зависит от ресурсов природного СО₂, так как потребности в нем (до 2000 м³ на 1 т добычи нефти) практически невозможно удовлетворить за счет отходов химического производства. При реализации метода возникают проблемы утилизации СО₂ и повторного его использования, предотвращения коррозии труб и нефтепромыслового оборудования.

Система разработки

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: