10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).

История развития нефтедобычи в нашей стране показала, что поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт является высокопотенциальным и эффективным методом разработки нефтяных месторождений.

Несмотря на все достоинства метода заводнения, он, тем не менее, не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в неоднородных пластах и при повышенной вязкости нефти. Поэтому в 50-х-70-х годах прошлого столетия велись интенсивные теоретические и лабораторные исследования механизма заводнения нефтяных пластов и поиск методов повышения эффективности заводнения и методов увеличения нефтеотдачи пластов.

За рубежом, как правило, применяется трехэтапная схема разработки нефтяных месторождений:

1. разработка на естественном режиме, которая называется первичным методом разработки;

2. поддержание пластового давления закачкой воды, (вторичный метод);

3. применение методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН) (третичные методы).

В СНГ разработка на естественном режиме играет вспомогательную роль, т.е. применяется, в основном, двух этапная схема разработки. Все методы повышения нефтеотдачи пластов применяются в сочетании с заводнением.

В прямом смысле методы повышения нефтеотдачи пластов – это такие методы, которые направлены на повышение степени извлечения нефти из всего объема пласта. С учетом того, что коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле:

_{, (10.26)}

К_выт – отношение максимально возможного объема извлеченной нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

По госстандарту за К_выт принимают отношение вытесненного объема нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце при прокачке воды до десяти поровых объемов.

Коэффициент вытеснения зависит

• от физических свойств пласта,

• его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,

• характера проявления капиллярных сил,

• структурно-механических свойств нефти,

• от температурного режима пластов.

Коэффициент вытеснения нефти водой для месторождений не превышает 0,6 - 0,7; коэффициент охвата - от 0,7 до 0,9.

Коэффициент охвата залежи, представляет собой отношение части эффективного объема эксплуатационного объекта, включенной в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которыми она располагает, к общему эффективному объему залежи (объекта).

При разработке газовых и газоконденсатных залежей, которая осуществляется с использованием возможностей природных режимов, в условиях непрерывно снижающегося пластового давления вследствие большой подвижности пластового газа весь объем залежи обычно представляет собой единую гидродинамическую систему, все точки которой взаимодействуют между собой. В результате практически весь объем залежи включается в процесс дренирования, т. е. К_охв=1

Условия разработки нефтяных эксплуатационных объектов, особенно при больших площадях нефтеносности и повышенной вязкости нефти, часто характеризуются слабой гидродинамической связью между отдельными их частями, в результате чего изменение давления в одной точке объекта может не оказывать видимого влияния на другие его точки. В связи с этим величина К_охв часто меньше единицы.

На коэффициент охвата пластов заводнением влияют следующие факторы:

1. Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств);

2. Трещиноватость, кавернозность(тип коллектора);

3. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего объекта.

Знание перечисленных факторов и их вляния на эффективность заводнения месторождений необходимо для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размещения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Или коэффициентом нефтеотдачи называют – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Q_ни к начальным балансовым запасам Q_нб:

, (10.27)

Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или который предполагается завершить в определенных условиях.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной S_н и остаточной S_о нефтенасыщенности пород к начальной нефтенасыщенности, т.е.

, (10.28)

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, а показывает только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие “коэффициент нефтеотдачи“ является, по существу, условным, и показывает только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно.

К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести такие, которые позволяют увеличить хотя бы одну из его составляющих – коэффициента вытеснения или коэффициента охвата заводнением.

В 50-х годах 20 -го века повышение эффективности заводнения осуществлялось, в основном, изменением схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин (законтурное, блоковое, очаговое, площадное заводнение), оптимизацией давления нагнетания, выбором объектов заводнения и др.

В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных химреагентов: полимера, поверхностно-активных веществ, щелочи, кислот и др. Одновременно продолжалось совершенствование системы разработки. Начали применять метод нестационарного заводнения и изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, уплотнение сетки скважин.

В 80-х годах на месторождениях проводились широкомасштабные опытно-промышленные работы по применению физико-химических и тепловых методов разработки.

Начиная с 90-х годов ХХ века начали широко применять горизонтальную технологию бурения скважин (ГС, разветвленный, боковые стволы) и микробиологическое (микроорганизмы – бактерии за счет разложения части нефти выделяют газы и ПАВ) воздействия.

Методы повышения нефтеотдачи пластов известный специалист в области нефтеотдачи Сургучев М.П. предлагает разбить на следующие группы:

1. Гидродинамические методы, куда относятся технология нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков, метод форсированного отбора жидкости, оптимизация плотности сетки скважин и разукрупнение эксплуатационных объектов;

2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов. К ним можно отнести закачку водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, щелочей, эмульсий, кислот, воздействие на пласт физическими полями;

3. Газовые методы: закачка углеводородных газов, двуокиси углерода СО₂, дымовых газов, азота;

4. Тепловые методы: закачка горячей воды, водяного пара, внутрипластовое горение.

5. Микробиологические методы.

По целевому назначению и механизму воздействия можно выделить следующие группы:

1. Повышение охвата дренированием:

• Совершенствование системы размещения скважин;

• Выделение объектов разработки;

• Совершенствование методов вскрытия пластов.

2. Выравнивание фронта вытеснения и повышение охвата заводнением:

• циклическое воздействие на пласт;

• закачка водогазовых смесей;

• щелочное заводнение;

• полимерное заводнение (загустители воды).

3. Повышение К_выт и снижение остаточной нефти в заводненной зоне.

Эти методы можно разбить на следующие направления:

3.1. Снижение вязкости нефти, объемное расширение нефти:

• тепловые методы воздействия на пласт;

• закачка СО₂;

• микробиологические методы.

3.2. Снижение межфазного натяжения:

• закачка микроэмульсии;

• закачка растворов щелочи и ПАВ;

• закачка газов высокого давления.

3.3 Ослабление молекулярных связей:

• вибровоздействие;

• воздействие физическими полями: электрическими, акустическими, магнитными.

За счет применения заводнения и всевозможных МУН конечный коэффициент извлечения нефти можно довести:

• при вязкости нефти 10 мПа⋅с до 77-70%;

• при вязкости нефти 10-50 мПа⋅с до 70-60%;

• при вязкости нефти 50-200 мПа⋅с до 60-56%;

Остаточные запасы нефти в пласте находятся в заводненных зонах, в слабопроницаемых заводненных зонах, а также в обособленных линзах в разрезе и в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. При столь широком многообразии состояния остаточной нефти, а также при большом различии свойств нефти и воды и неоднородности нефтенасыщенных пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов.

Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов, в основном, характеризуется направленным воздействия на одну-две причины образования остаточной нефти.

Различные МУН характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов:

водогазовое воздействие на 5-10%;

полимерное заводнение на 5-8%;

щелочное заводнение на 2-8%;

закачка СО₂ на 8-15%;

закачка пара на 15-35%;

внутрипластовое горение на 15-30%.

Для нормального развития технологии и уменьшения риска неэффективных затрат на применение новой технологии она проходит следующие этапы:

1. Изучение физико-химических свойств, гидрогазотермодинамических явлений;

2. Определение условий вытеснения нефти, воздействия на нефть и пористую среду;

3. Проведение лабораторных опытов по вытеснению и изучение механизма процесса;

4. Реализация технологии в промысловых условиях на опытных участках;

5. Проектирование – создание математических моделей, методов проектирования, изучение технологии;

6. Промышленные испытания в различных геолого-физических условиях;

7. Технико-экономическое обоснование применения метода в промышленном масштабе, определение потребных материально-технических средств и масштаба применения;

8. Задание и производство химических продуктов, технических средств и, оборудования;

9. Промышленное внедрение технологии на месторождениях.

Наряду с методами увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях применяются большое количество различных методов интенсификации добычи нефти и обработки призабойной зоны скважин. Нередко ряд авторов эти методы также относят к методам увеличения нефтеотдачи пластов, что неверно.

К методам увеличения нефтеотдачи следует отнести только те методы, которые, воздействуя на объем пласта, приводят к увеличению извлекаемых запасов нефти.

Методы ОПЗ, в отличие от методов увеличения нефтеотдачи пластов, только ускоряют (интенсифицируют) процесс извлечения нефти из пласта. Они воздействуют только на малый объем пласта, поэтому принципиально не могут повысить ни коэффициент вытеснения, ни коэффициент охвата процессом заводнения.

Следует, однако, заметить, что в определенных условиях воздействие на призабойную зону скважин может способствовать увеличению нефтеотдачи пласта.

Рассмотрим кратко сущность методов повышения нефтеотдачи пластов.

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 ее.

Циклическое заводнение

Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления 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 малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них.

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 отключения 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 нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить да отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. 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 из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во- первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. 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 водонасьпценности).

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 заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением.

Форсированный отбор жидкости

Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного. 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 считают: 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 прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропуск­ная способность системы сбора и подготовки продукции доста­точна) .

Газовые методы:

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 800 кг/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° закачка газа в сводовую часть, при меньших — площадная закачка (в по­логих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти); глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу­бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз­кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не­устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ­ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист­ральных газопроводов. Приемистость скважин устанавливают опытно или оцени­вают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчет­ное значение на опытный коэффициент. Для поддержания дав­ления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, при­веденных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газо­нагнетательных скважин. Обычно давление нагнетания на 1520 % выше пластового давления.

Преждевременные прорывы газа резко снижают эффектив­ность процесса вытеснения и увеличивают энергетические за­траты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетае­мого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят цик­лическую закачку газа и др.

Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспери­ментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффи­циент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте сво­бодного газа на величину предельной газонасыщенности (1015%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (2575 %).

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов обеспечивают увеличение коэффи­циентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие за­воднение, которые основаны на снижении межфазного поверх­ностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и ох­вата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости ра­бочих агентов с нефтью и водой.

Методы, улучшающие заводнение

К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Неионогенные ПАВ типа ОП-10 при оптимальном массовом содержании 0,05-0,1 % обеспечивают снижение поверхност­ного натяжения от 35-45 до 7-8 мН/м, увеличение угла сма­чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы­шение нефтеотдачи не более чем на 2-5 % .

Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2—3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Тех­нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме­щения скважин.

Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен­трированных (0,05-0,5 %) и высококонцентрированных (1 - 5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо­зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже­ния до 0,01—0,05 мН/м.

Метод полимерного заводнения основан на способности раствора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивле­ния) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за рас­твором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Испытан гидролизованный полиакриламид (ПАА).

Одним из удачных решений задачи ограничения движения пластовых вод в промытых пропластках неоднородного пласта является метод закачки в обводненные пропластки полидисперсных систем. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры с флокулирующими свойствами и дисперсные частицы глины. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции), в результате чего образуются глинисто-полимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком. Механизм взаимодействия полимера с породами и дисперсными частицами в пластовых условиях при закачке ПДС заключается в следующем. Движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, которые адсорбированы на породе и находятся во взвешенном состоянии. Вследствие этого снижается проникновение в мелкие поры с одной стороны, с другой – происходит прочное удержание дисперсных частиц и полное связывание полимера. Образующиеся полимер-дисперсные агрегаты создают объемную, устойчивую в динамическом потоке массу. Эксперименты показывают, что подвижность воды после обработки полимердисперсной системой снижается в 2 – 4 раза по сравнению с закачкой только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы. Это является одним из важных факторов, который способствует получению высокого эффекта.

Для улучшения отмывающих свойств пласта, закачивают водные растворы различных химреагентов, которые часто поглощаются высокопроницаемыми пропластками, а малопроницаемые прослои практически не подвергаются воздействию нефтевытесняющих жидкостей. В связи с этим предложено использовать ПДС для предварительной обработки пласта перед закачкой водных растворов ПАВ, мицеллярных растворов, микроэмульсий, растворителей и др.

Метод мицеллярно-полимерного заводнения, основан - на последовательной закачке мицеллярного и полимерного растворов, продвигаемых по пласту водой. Мицеллярные растворы – это особые коллоидные системы, основными компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные смесью масло- и водорастворимых поверхностно-активных веществ. Эти системы способны практически полностью вытеснить из пористой среды нефть благодаря крайне низкому межфазному натяжению на границе нефть - мицеллярный раствор. Возможность значительного увеличения нефтеотдачи заводненных пластов за счет применения мицеллярных растворов связана с тем, что вытесняющее действие их не зависит от текущего значения нефтенасыщенности пористой среды. Обладая повышенной и регулируемой вязкостью, эти системы способствуют также увеличению охвата пластов воздействием за счет сближения значений подвижностей нефти и вытесняющего ее флюида. Закачка полимерного раствора вслед за оторочкой мицеллярной композиции служит для создания буфера, предохраняющего оторочку от вязкостного разрушения проталкивающей водой. Метод мицеллярно-полимерного заводнения является одним из самых сложных физико-химических методов повышения нефтеотдачи.

Тепловые методы: сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид­родинамическим вытеснением повышается температура в за­лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­ций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­щих неныотоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­дующие разновидности тепловых методов: теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро­циклические обработки скважин); термохимические  внутрипластовое горение).

Прогрев призабойной зоны паром является самым эффективным методом теплового воздействия на призабойную зону скважин, и осуществляется путем нагнетания в скважину перегретого водяного пара под давлением 8 – 15 МПа.

Сущность метода заключается в следующем. В течение 7 – 14 суток в скважину закачивают пар с расходом 1,5 – 2,5 т/ч при температуре 150 – 250С. После этого скважину закрывают еще на 2 – 7 суток для остывания устьевой арматуры, а также для дальнейшего проникновения тепла в глубь пласта и более равномерного прогрева его по мощности. По истечение указанного срока, эксплуатацию скважины возобновляют.

Относительно более высокая, по сравнению с другими методами прогрева, эффективность паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин объясняется тем, что вследствие высокой теплоемкости пара в результате его нагнетании, призабойная зона скважины, при прочих равных условиях, прогревается на значительно большую глубину (5 – 10 м). Кроме того, пар под давлением приникает в трещины и каналы, имеющиеся в пласте, снижает вязкость нефти в прогретой зоне и способствует удалению с ее фильтрационной поверхности парафино-смолистых и асфальтеновых отложений.

Нагнетаемый в пласт пар, отдавая свое тепло, конденсируется, и образовавшийся конденсат частично откачивается на поверхность вместе с добываемой нефтью. В связи с этим, возможно, некоторое увеличение содержания воды в продукции скважины в начальный период после возобновления ее эксплуатации. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации скважины и повторного отложения парафино-смолистых веществ, дебит скважины постепенно уменьшается. Когда дебит снижается до первоначального (т.е. до его значения перед последней обработкой), паротепловую обработку повторяют.

Опыт применения данной технологии имеет следующие ограничения:

• глубина продуктивного пласта не более 1200 м;

• толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами не менее 15 м;

• вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа·с;

• остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%;

• плотность нефти в пластовых условиях не менее 900 – 930 кг/м³.

Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения заключается в воспламенении нефти в пласте, последующем поддержании горения и передвижении созданного очага горения по пласту. В отличие от рассмотренных выше термических методов он основан на использовании подземных источников энергии. При этом тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти.

Метод основан на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в реакции с кислородом, сопровождающиеся выделением больших количеств тепла. Генерирование тепла непосредственно в пласте является основной отличительной особенностью методов повышения нефтеотдачи с применением внутреннего горения. Эти методы позволяют устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей.

Вызов горения осуществляется у скважины-зажигательницы. Эта важная операция заключается в нагнетании в скважину окислителя (обычно воздуха) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.д. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду небольшого размера зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами, ее также называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс называется прямоточным в отличие от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, поэтому дальнейшее описание процесса относится только к прямоточному горению.

Перемещение фронта горения вызывается расходом топлива, которое представлено частью нефти, оставшейся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения, в результате сложных физико-химических процессов (дистилляции, крекинга и др.). В итоге, сгорают наиболее тяжелые фракции нефти – кокс. Различные геолого-промысловые условия способствуют концентрации кокса 10 – 40 кг на 1 м³ пласта. Этот важный параметр горения определяют экспериментально в лабораторных условиях. Когда плотность и вязкость нефти увеличивается, концентрация кокса также увеличивается, а с увеличением проницаемости породы – уменьшается. Установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленно вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. В результате сухого внутрипластового горения (так называется процесс, когда для поддержания горения закачивается только воздух) основная доля генерируемого в пласте тепла (более 80%) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает положительное влияние на процесс вытеснения из неохваченных горением смежных частей пласта. Возможна переброска тепла в область впереди фронта горения, что может привести к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. В этой связи создается метод, сочетающий внутрипластовое горение и заводнение, который приведет к ускорению теплопереноса и переброске тепла в область впереди фронта горения.

В мировой практике все большее признание получает метод влажного горения. Сущность метода заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряется в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зона прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 7.5). Процесс внутрипластового парогенерирования – одна из важнейших особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов.

Температурная обстановка в пласте при влажном горении схематично изображена на рис.10.7.

Рис.10.7. Схема процесса влажного горения

Условные обозначения: а – воздух; б – вода; в – смесь пара и воздуха; г – нефть; д – смесь пара и газов горения; е – газы горения.

Зоны: 1 – фильтрация закачиваемой воды и воздуха; 2, 4 – перегретого пара; 5 – насыщенного пара; 6 – вытеснение нефти горячей водой; 7 – вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 – фильтрация нефти при начальных условиях; 3 – фронт горения.

Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения – здесь она достигает 370°C и выше. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется путем конвективного переноса потоками испарившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара – зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождаются конденсацией пара, а не падением его температуры, а также в переходной температурной зоне – зоне горячей воды, образующейся в результате полной конденсации насыщенного пара.

Впереди переходной зоны располагается область, неохваченная тепловым воздействием, и характеризующаяся начальными температурными условиями.

Величина области прогрева пласта впереди фронта горения определяется темпом генерации тепла на фронте горения (темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным фактором. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличивается. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально возможном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практически все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впереди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны.

К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся:

• необходимость использования мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения;

• осуществление мер по предотвращению коррозии оборудования;

• возможность проявления гравитационных эффектов и снижение вследствие этого охвата пласта тепловым воздействием.

Микробиологические методы. Биотехнологические методы обеспечивают возможность получения комплекса полисахаридов с самыми разнообразными физическими характеристиками. Так, французская фирма “Элф опитен” выработала полисахарид “Склероглюкан” при помощи бактерий, культивируемых на углеводородном субстрате. Другой полисахарид “Эмульсан” вырабатывается фирмой “Петроферм” (США). Продукт обладает высокой эмульгирующей способностью для макроэмульсионного метода повышения нефтеотдчи. В РФ разработана технология получения полисахарида под названием “Симусан”, который производится на основе искусственных спиртов. Применительно к условиям месторождений Западной Сибири разработаны базовые составы на основе биополимера ПРОДУКТ БП – 92.

Эффективность применения биополимерных композиций может быть очень высокой (до 100% прироста добычи) на ранних стадиях разработки, когда происходит опережающее обводнение продукции за счет прорывов нагнетаемой в пласт воды по высокопроницаемым пропласткам. Использование биополимерных композиций на поздней стадии выработки запасов позволяет существенно замедлить темп падения добычи, существенно продлить срок разработки и повысить нефтеотдачу пластов. Мировая и отечественная практика разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения свидетельствует о том, что все многообразие факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, сводится к двум параметрам:

• темп выработки запасов;

• удлинение сроков безводной (или маловодной) добычи.

В связи с этим особого внимания заслуживает применение биополимерных технологий, которые продлевают безводный период эксплуатации нефтяных скважин.