Третичные методы увеличения нефтеотдачи

. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

        Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

        Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

        Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

        Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

        Известно, что в отечественной нефтяной промышленности многие годы наблюдаются тенденции, которые отрицательно влияют не только на текущую эффективность разработки месторождений, но и могут в перспективе сказаться на возможных уровнях добычи нефти. Cреди таких проблем — снижение объемов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов при увеличении доли трудноизвлекаемых, поздняя стадия разработки большинства крупных месторождений. Одним из основных отрицательных факторов следует признать также недостаточные объемы применения в отрасли современных методов увеличения нефтеотдачи.

        При рассмотрении состояния и перспектив разработки нефтяных месторождений обычно обращают внимание на внешне оптимистические показатели: растущую добычу нефти, увеличение ее экспорта, снижение обводненности добываемой продукции на отдельных месторождениях, и т. д.

        А вот третичные МУН, к которым относят тепловые и газовые методы вытеснения нефти, методы химического воздействия на пласт, а также микробиологические МУН, к сожалению, применяются в небольших масштабах. По нашим оценкам, добыча за счет их применения не превышает 1 млн твг, что составляет всего порядка 0,2% от суммарной добычи в России.

        Для примера — в США за последние 20 лет произошли большие перемены в практике применения таких МУН. Так, резко, практически до нуля, упало число проектов с химическими МУН, в три раза снизилось количество проектов, основой которых являются тепловые методы, но при этом увеличилось применение газовых МУН (табл. 1). Несмотря на снижение суммарного количества проектов с третичными МУН в США к 2008 году более чем в 2,5 раза в сравнении с 1986 годом, там до сих пор реализуются почти две сотни таких проектов (тогда как в России их менее двух десятков), и добыча за счет них стабильно превышает 30 млн твг (см. табл. 2).

        Особо следует отметить, что если количественно применение третичных МУН в США за последние два десятилетия упало существенно, то объемы добытой в таких проектах нефти сохранились. Следовательно, эффективность применяемых технологий ПНП за этот период времени значительно выросла.

        Активизация применения третичных методов является актуальнейшей проблемой для будущего нефтяной отрасли России. Однако определенное оживление в применении новых МУН нефтяными компаниями в последние годы находится под угрозой в связи с неопределенностью статуса Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (ЦКР) и отсутствием мониторинга выполнения проектных решений.

        Практика последних лет показала, что в условиях государственной собственности на недра важным элементом стимулирования объемов применения МУН в нашей стране являются проектные документы, выполнение которых обязательно для недропользователя. В последние годы проекты на разработку многих месторождений основывались на применении или испытании тепловых, газовых, химических и гидродинамических МУН.

        На нескольких месторождениях Татарстана и Западной Сибири начали использовать водогазовые методы воздействия, тепловые методы применяются в Коми на Усинском, Ярегском месторождениях, физико-химические методы — в Башкирии, Татарстане, проектируются опытные работы по термогазовому воздействию на пласты баженовской свиты в Западной Сибири. Это, наряду с другими факторами, положительно повлияло на динамику изменения среднего коэффициента нефтеотдачи в стране за последние годы. После многолетнего снижения до 2000 года, когда средний проектный КИН опустился до 0,30, величина этого показателя начала увеличиваться и сейчас в соответствии с балансом запасов составляет около 0,38, что находится на уровне других развитых нефтедобывающих стран.

        Другое дело, будет ли проектный КИН достигнут в реальности. Добиться этого можно только в случае выполнения проектных решений, т. е. если технологии на практике будут соответствовать заложенным в проектах, исследования будут проводиться те, которые указаны в проектах, и т. д. Известно, что, к сожалению, в России проблема качественного исполнения проектных решений стоит довольно остро.

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 (Рис. 1).

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. На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Рис. 4).

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

По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:

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 (Рис. 5).

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.