Тепловые методы увеличения нефтеотдачи кратко

Обновлено: 04.07.2024

Основная цель применения МУН - это вовлечение в разработку не охваченных воздействием в рамках проведения мероприятий по применению первичных и вторичных методов добычи запасов нефти. Основными причинами низкой нефтеотдачи на этих стадиях являются: неоднородность пласта, значительные силы поверхностного натяжения, образующиеся на границе различных фаз, низкая проницаемость, высокая вязкость нефти.
Наибольшее количество нефти добыто за счет тепловых методов увеличения нефтеотдачи (пар) и смешиваемого вытеснения.
Основная часть
Основным преимуществом тепловых методов перед другими технологиями методов увеличения нефтеотдачи
(МУН)
является одновременное гидродинамическое и термодинамическое воздействие. Тепло влияет на все компоненты резервуара (твердый, жидкий, газообразный) и радикально меняет контекст и условия фильтрации. В результате уменьшается вязкость масла, что увеличивает подвижность масла,
ухудшаются структурно-механические свойства, уменьшается толщина пограничных слоев, улучшается капиллярная пропитка, 18 газифицируются нефтяные фракции, улучшается смачиваемость вытесняющего агента, а следовательно, повышается эффективность вытеснения и предельное восстановление,
методы не имеют альтернативы для разработки месторождений высоковязкой и сверх вязкой нефти. Увеличение добычи нефти до 50% и выше соответствует удвоению экономических запасов этих месторождений. Термические методы являются одной из важнейших технологий разработки месторождений тяжелой нефти, как единственного метода, так и в сочетании с другими технологиями. Эта тенденция сохранится в будущем
Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (Табл.1)
МУН, млн. т/год
1985
1990
1995
2000
Тепловые
40,6 (59,0)
53,2 (57,1)
61,5 (65,5)
86,2 (64,1)
Газовые
25,5 (37,1)
33,4 (35,9)
30,9 (32,9)
43,9 (32,7)
Химические
2,7 (3,9)
6,5 (7,0)
1,5 (1,6)
4,3 (3,2)
Всего
68,8 93,1 93,9 134,4

До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%.
Существует три принципиально различных технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи: вытеснение нефти горячей водой,
внутрипластовое горение, применение пара.
Основными паровыми методами добычи нефти принято считать
циклическую паровую обработку добывающих скважин и вытеснение
паром. Механизм действия первого метода заключается в уменьшении вязкости нефти, как следствии нагрева, и создании градиента давления для ее транспорта к добывающим скважинам. КВН в этом случае достаточно велик
– остаточная нефтенасыщенность в зонах, промытых паром, может доходить до 10%. Часто вытеснение паром проводится одновременно с циклической паровой обработкой скважин или следует за ней. Во время циклической стимуляции осуществляется интенсивное нагнетание пара в одну скважину,
далее следует короткий период выдержки и скважина переводится в добывающий режим. Данный метод эффективен в случае, если речь идет о высоковязких нефтях и высокопроницаемых коллекторах. В последнее время паровые методы успешно применяются также и в горизонтальных скважинах
(ГС) – метод Steam assisted gravity drainage (SAGD).
Среди тепловых
МУН
паровые методы являются наиболее распространенными и эффективными. Как было сказано выше, в больших масштабах внедрение тепловых методов началось в начале 1980-х годов. С
того времени, не смотря на то, что цены на нефть существенно изменились,
добыча за счет применения паровых методов постоянно увеличивалась,
преимущественно за счет разработки новых месторождений. В качестве примера рекордных показателей добычи за счет применения паровых МУН
можно привести месторождение Дури (Duri), которое находится в
Индонезии. На этом месторождении реализация двух подобных проектов дала около 13 млн.т. нефти в год. Пик добычи нефти паровыми МУН в США
был в конце 1980-х годов, потом добыча начала снижаться, но, тем не менее,
паровые МУН до сих пор являются значимыми.
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 — более 5000
кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, 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
При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны (рис. 2):
1) зона вытеснения нефти паром;
2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях;
3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры
Указанные зоны различаются по температуре,
распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта.
Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.
При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др.

Пароциклические обработки .Суть данного метода состоит в том, что в пласт нагнетается пар через специальные установки Этот способ применяется для прогрева непосредственно в зоне, примыкающей к стволу.
Он способствует:
• уменьшению вязкости сырья;
• повышению давления;
• облегчению условий фильтрации;

Пароциклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию 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..
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация,
перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата)
во время выдержки без отбора жидкости из скважин
Преимущества циклической паротепловой обработки
● Высокие дебиты нефти после обработки – увеличение в 2-3 раза;
● Меньшие потери тепла по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта;
● Меньшая степень нагрева эксплуатационной колонны.
● Продолжительность работы скважины или технологическийй эффект –
2-3 месяца
Для максимальной реализации тепловых механизмов необходимо применять следующие технологии:
● пароциклическая обработка горизонтальных скважин или радиальных отводов, пробуренных из существующих вертикальных скважин;
● пароциклическая обработка пробуренных вертикальных скважин через горизонтальные.
В мировой практике наиболее перспективной технологией в области разработки ресурсов высоковязких нефтей и природных битумов является технология термогравитационного дренирования (ТГДП) или Steam assisted gravity drainage (SAGD) (рис. 3).
Эта технология впервые в
мире была применена на Ярегском месторождении. Средняя удельная дополнительная добыча нефти от проведения ПЦО на Усинском месторождении составляет около 1,8 тыс.
т/скв., что характеризует ПЦО как одно из самых эффективных геолого-технологических мероприятий, проводимых на залежи

Рис. 4. Схема конструкции скважины пароцикиклической обработки на
месторождении Бока де Харуко
На рис. 4 показана схема конструкции скважины пароциклической обработки на месторождении
Бока де Харуко. В таблице приведены основные параметры,
характеризующие разработку месторождений высоковязкой нефти: Усинского и Бока де Харуко. Технологии,
апробированные на
Усинском месторождении,
рекомендованы для разработки месторождения Бока де Харуко в связи со схожестью многих параметров, несмотря на региональные различия.
С учетом опыта разработки Усинского месторождения, для обоснования эффективной технологии повышения нефтеотдачи на месторождении Бока де
Харуко, рассмотрены паротепловое воздействие и пароциклическая обработка при площадной закачке 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
Метод

внутрипластового
горения
также является весьма привлекательным и используется до сих пор, прежде всего потому, что является более дешевым, чем паровой. Самым распространенным вариантом

принято считать прямое внутрипластовое горение. При нем у нагнетательных скважин инициируется горение с последующей закачкой воздуха для обеспечения движения фронта горения от скважины. Также распространена комбинация прямого внутрипластового горения. В случае обратного внутрипластового горения процесс инициируют в скважинах, переводимых далее в добывающий режим, а нагнетание воздуха при этом производится в соседние скважины. Поскольку проведённые испытания оказались не столь успешными, то последний вариант в наши дни не используют.
В случае применения прямого внутрипластового горения выгорает вплоть до 10 % от общего содержания нефти в пласте. Это тяжелые компоненты.
При этом основные проблемы
- это коррозия нефтепромыслового оборудования вследствие высоких температур и низкого pH горячей воды, трудность управления процессом, помимо этого возможны экологические проблемы из-за образующихся больших объёмов дымных газов.
Несмотря на все это,
внутрипластовое горение остается привлекательным и перспективным МУН, некоторые проекты, оказавшись успешными, продолжаются до сих пор. Более того, инициируются новые проекты. Например, были начаты в конце 1990-х годов и продолжаются до настоящего времени 3 проекта на месторождениях Индии, а в США в 2001
году на ряде месторождений реализован проект внутрипластового горения.
Сейчас в
мире активны
15
подобных проектов.
Рис 5. Зоны внутрипластового горения: 1 – закачка воздуха и воды;
2 – зона воздуха и испарившейся воды; 3 – фронт горения (зона
горения (315-650°С); 5 – зона пара (200°С);

6 – зона конденсата или горячей воды (10-100°С); 7 – нефтяной вал
Применение метода внутрипластового горения целесообразно при соблюдении ряда условий, которые включают требования к толщине пласта
(она должна составлять более трех метров), глубине его залегания (не более двух километров), пористости (более 18%), проницаемости (свыше 100мД),
нефтенасыщенности (более 30-35%) и вязкости нефти (свыше 10
-2
Па•с)
Комплекс мероприятий, применяемых в рамках реализации метода,
начинается с бурения так называемой скважины-зажигательницы. После достижения необходимой глубины на забой такой скважины подается воздух
(в некоторых случаях – иные газы). Воспламенение содержащейся в продуктивном пласте нефти может происходить как самопроизвольно, так и в результате применения специальных инструментов: например, забойного электронагревателя или зажигательных химических составов. В целях поддержания процесса горения и планомерного перемещения фронта горения по пласту воздух в скважину подается непрерывно.
В зависимости от направления перемещения фронта выделяется два вида внутрипластового горения: прямоточное и противоточное. В первом случае перемещение направлено от зажигательной скважины к добывающей,
во втором – наоборот. Широкое применение нашел лишь метод прямоточного внутрипластового горения, второй тип используется крайне редко.
Помимо указанной классификации выделяются также сухое, влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухой метод подразумевает использование в качестве источника горения так называемого нефтяного кокса, а при недостаточном уровне его содержания в пласте – за счет подачи через нагнетательную скважину углеводородного газа (например, метана). В
зависимости от объема закачиваемой в скважину воды классифицируются влажный и сверхвлажный методы. Вода подается одновременно или поочередно с воздухом, образуя непосредственно перед линией фронта зоны насыщенного пара. При увеличении объема воды происходит частичное гашение зоны горения, обеспечивая возникновение экзотермических реакций и увеличение скорости перемещения фронта по сравнению с сухим и влажным методами.
Метод вытеснения нефти горячей водой в настоящее время применяется очень редко, поскольку уступает по своей эффективности применению пара.
В соответствии с имеющейся статистикой 4 активных проекта в настоящее время реализуются в
США.
Самой большой технологической

Свидетельство и скидка на обучение каждому участнику

Зарегистрироваться 15–17 марта 2022 г.

Министерство образования и науки РТ

ГАОУ СПО “Альметьевский политехнический техникум”

ДОКЛАД НА ТЕМУ :

«ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ

Выполнил: Халиков Р.Р.

группа ЭКС-121 кб

Проверила: Зиннатуллина Э.И.

Введение……………………………………………………………………..3
1. Цели применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН)…………3

2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи…………………….4

Список используемой литературы………………………………………. 11

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах.

Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

ЦЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

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).

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.

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;

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.);

IV. Гидродинамические методы:

вовлечение в разработку недренируемых запасов;

барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

нестационарное (циклическое) заводнение;

форсированный отбор жидкости;

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;

волновое воздействие на пласт;

другие аналогичные методы.

3. 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 (N ₂ , CO ₂ , 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.

Рис.1- Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него водяного пара. Зоны: 1 – перегретого пара: 2 – насыщенного пара; 3 – горячего конденсата: 4 – остывшего конденсата.

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

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.

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.

4. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН.

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин.

Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.
Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.

При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.

Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.

Согласно обобщенным данным при применении современных методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30–70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) – в среднем не выше 20–25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) – 25–35%. МУН позволяют нарастить мировые извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть до 65 млрд. тонн. Среднее значение указанного коэффициента к 2020 году благодаря им увеличится с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста. Если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составляла в мире около 77 млн. тонн, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн. тонн. Всего, по данным Oil and Gas Journal, к 2011 году в мире, за исключением стран СНГ, реализовывался 301 проект по внедрению МУН. Отметим также, что, по оценкам специалистов, использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ :

Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.

Баренблатт Г.И.. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. 298 с

Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.

Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.

В настоящее время большая часть крупных месторождений находится на поздних стадиях разработки, добыча падает, и это обусловливает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи. За последние десятилетия разработано и прошло промысловые испытания достаточно большое количество различных методов увеличения нефтеотдачи. Какие-то из них оказались технологически и экономически неэффективными, другие же, наоборот, привели к существенному росту добычи и широко применяются в наши дни на многих месторождениях. Практика применения МУН в разных странах различна.

Наибольшее количество нефти добыто за счет тепловых методов увеличения нефтеотдачи (пар) и смешиваемого вытеснения. Страны, наиболее успешно и интенсивно использующие различные МУН: Китай, США, Венесуэла, Канада, Индонезия.

Существует три принципиально различных технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи: вытеснение нефти горячей водой, внутрипластовое горение, применение пара.

Основными паровыми методами добычи нефти принято считать циклическую паровую обработку добывающих скважин и вытеснение паром. Механизм действия первого метода заключается в уменьшении вязкости нефти, как следствии нагрева, и создании градиента давления для ее транспорта к добывающим скважинам. КВН в этом случае достаточно велик – остаточная нефтенасыщенность в зонах, промытых паром, может доходить до 10%. Часто вытеснение паром проводится одновременно с циклической паровой обработкой скважин или следует за ней. Во время циклической стимуляции осуществляется интенсивное нагнетание пара в одну скважину, далее следует короткий период выдержки и скважина переводится в добывающий режим. Данный метод эффективен в случае, если речь идет о высоковязких нефтях и высокопроницаемых коллекторах. В последнее время паровые методы успешно применяются также и в горизонтальных скважинах (ГС) – метод Steam assisted gravity drainage (SAGD).

Среди тепловых МУН паровые методы являются наиболее распространенными и эффективными. Как было сказано выше, в больших масштабах внедрение тепловых методов началось в начале 1980-х годов. С того времени, не смотря на то, что цены на нефть существенно изменились, добыча за счет применения паровых методов постоянно увеличивалась, преимущественно за счет разработки новых месторождений. В качестве примера рекордных показателей добычи за счет применения паровых МУН можно привести месторождение Дури (Duri), которое находится в Индонезии. На этом месторождении реализация двух подобных проектов дала около 13 млн.т. нефти в год. Пик добычи нефти паровыми МУН в США был в конце 1980-х годов, потом добыча начала снижаться, но, тем не менее, паровые МУН до сих пор являются значимыми.

Метод внутрипластового горения также является весьма привлекательным и используется до сих пор, прежде всего потому, что является более дешевым, чем паровой. Самым распространенным вариантом принято считать прямое внутрипластовое горение. При нем у нагнетательных скважин инициируется горение с последующей закачкой воздуха для обеспечения движения фронта горения от скважины. Также распространена комбинация прямого внутрипластового горения. В случае обратного внутрипластового горения процесс инициируют в скважинах, переводимых далее в добывающий режим, а нагнетание воздуха при этом производится в соседние скважины. Поскольку проведённые испытания оказались не столь успешными, то последний вариант в наши дни не используют.

В случае применения прямого внутрипластового горения выгорает вплоть до 10 % от общего содержания нефти в пласте. Это тяжелые компоненты. При этом основные проблемы - это коррозия нефтепромыслового оборудования вследствие высоких температур и низкого pH горячей воды, трудность управления процессом, помимо этого возможны экологические проблемы из-за образующихся больших объёмов дымных газов. Несмотря на все это, внутрипластовое горение остается привлекательным и перспективным МУН, некоторые проекты, оказавшись успешными, продолжаются до сих пор. Более того, инициируются новые проекты. Например, были начаты в конце 1990-х годов и продолжаются до настоящего времени 3 проекта на месторождениях Индии, а в США в 2001 году на ряде месторождений реализован проект внутрипластового горения. Сейчас в мире активны 15 подобных проектов.

Метод вытеснения нефти горячей водой в настоящее время применяется очень редко, поскольку уступает по своей эффективности применению пара. В соответствии с имеющейся статистикой 4 активных проекта в настоящее время реализуются в США. Самой большой технологической эффективностью обладает термополимерное воздействие на пласт. Пик роста применения тепловых МУН так же, как и многих других методов, пришелся на конец 1970-х, начало 1980-х гг. С того времени добыча нефти за счёт тепловых методов увеличения нефтеотдачи постоянно растет.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта: - гидродинамические методы; - физико-химические методы; - тепловые, микробиологические и другие методы.

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:
- гидродинамические методы;
- физико-химические методы;
- тепловые, микробиологические и другие методы.

Гидродинамические методы

К ним относятся:
- нестационарное заводнение;
- форсированный отбор жидкости;
- вовлечение в разработку недренируемых запасов;
- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.

Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%.

При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации.

При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

Форсированный отбор - наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

Приступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем - в 2-4 раза.

Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин.

Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию.

Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта.

Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного.

При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Физико-химические методы
Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений.

Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи.
При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин.
Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности - 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение.

Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.

Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов - выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;
комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;
воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при емистости и интенсификации добычи нефти;
циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;
циклическое воздействие на продуктивный пласт лолимерсодержащими поверхностно-активными системами;
щелочно-полимерное заводнение;
полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью.

Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.
К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин.

Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.

Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение.

Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.

При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).
На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды.

Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов.

Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции.

В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной (избирательной) изоляции.

Вариантами этого метода являются: применение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт.

В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло.

При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.

Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:
- закачка в пласты пара и нагретой воды;
-внутрипластовое горение.
Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.

Читайте также: