Методы повышения нефтеотдачи пластов

1. Введение.

 

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов залежи разрабатывали  на режимах истощения, при которых  извлекали не более 25% нефти от начальных  запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим.

           К этому же периоду относится начало применения для отбора остаточных запасов так называемых вторичных методов добычи нефти – закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси, вакуум-процесса и др. В отличие от скважинных систем разработки применялись шахтный (при подъёме нефтенасыщенной породы на поверхность и при помощи скважин или других дренажных каналов) и карьерный (открытый) способы добычи нефти. Было осуществлено также площадное заводнение на отдельных пятиточечных элементах.

           С конца 40-х годов наметился качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождения. В 1948 г. впервые в СССР было начато в крупном промышленном масштабе с целью поддержания пластового давления (ППД) законтурное заводнение на Туймазинском месторождении с начала разработки. Наряду с испытанием и внедрением других методов в послевоенные годы основным методом воздействия на нефтяные залежи стало заводнение.  Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой обычное заводнение будет широко применятся ещё длительное время. В настоящее время на месторождениях, разрабатываемых заводнением, добывают в России около 90%, а в США – около 50% ежегодной добычи нефти. Поддержание пластового давления заводнением позволило увеличить: среднюю проектную нефтеотдачу пластов в целом по стране (с учетом других систем и методов разработки) примерно в 2 раза; темпы добычи нефти (текущую годовую добычу); продолжительность фонтанирования скважин. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остаётся весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50 – 70%.

           Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвинуло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

          В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Методы повышения  нефтеотдачи пластов.

2.1 Классификация методов.

 

Заводнение как отдельный  метод разработки при благоприятных физико-геологических условиях позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) 0,65 – 0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами(высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3 – 0,35 при увеличивающейся кратности промывки с 0,8 – 1 до 5 – 7, а при вязкости нефти более 25 – 30 мПа ^. с заводнение становится малоэффективным. Поэтому перед нефтедобывающей отраслью стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводнения зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения.

           В 50-х годах повышение эффективности заводнения связывали в основном с изменением схемы размещения скважин (приконтурное осевое, блоковое, очаговое, площадное, избирательное заводнения), выбором оптимального давления нагнетания, объектов разработки и др. В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных примесей (поверхностно-активных веществ, углеводородного газа).

           В настоящее время известны, изучаются и внедряются  в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вторичные, третичные). Современные методы повышения нефтеотдачи (нефтеизвлечения) в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:

            гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

           физико-химические методы – заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

  газовые методы  – водогазовое циклическое воздействие,  вытеснение нефти газом высокого  давления;

           тепловые методы – вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.

           Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями. Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35 % от балансовых запасов) и разными факторами их применения.

Для месторождений с  маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями – использование пара; внутрипластовое горение.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Гидродинамические  методы повышения нефтеотдачи

 

Назначение гидродинамических  методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных  объемов пласта вытесняющей водой  путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не требуют существенного изменения её. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.

           Циклическое заводнение.

Метод разработан во ВНИИнефти, впервые применен в 1964 г. на Покровском месторождении. Технология его заключается  в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в проницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4 – 10 суток и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 – 80 суток.

           Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 – 6% и более, тогда как на поздней – лишь 1 – 1,5%); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 – 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления – сокращаться до нуля в результате отклонения нагнетательных скважин).

          Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 – 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

           Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключается  в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90^о.

           При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

           Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнения и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

           Форсированный отбор жидкости

Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Условиями эффективного применения метода считаю: а) обводненность продукции  не менее 80 – 85% (начало завершающей  стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений промыва чуждых вод, обсадная колона технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна).

           Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максимуму дебита нефти. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи и др.

2.3 Газовые методы повышения  нефтеотдачи

 

Нагнетание газа в  нефтяные залежи для повышения нефтеотдачи  применяли значительно раньше, чем  заводнение. Для этого использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеродный газ. Применение воздуха прекращено вследствие многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких углеводородных растворителей, возникает трудная проблема извлечения из недр застревающего в порах пласта дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

        В настоящее время ограничились применением углеводородного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

          Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800кг/м³) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа – 15 – 20 МПа (для сравнения сжиженного – 8 – 10 МПа). С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

         Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин).

          Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:

          углы падения пластов: при углах более 15^о закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);