Повышение нефтеотдачи

В статье представлены способы повышения нефтеотдачи пластов, анализ достоинств и недостатков с точки зрения соблюдения экологических норм. Очевидно, что необходимы дальнейшие теоретические исследования в данной области, расчет температурных полей пластов и призабойной зоны, подсчет эффективности и рентабельности перспективных методов воздействия на пласт, не оказывающих негативного воздействия на экологическую обстановку окружающей среды.

В течение последних лет практически на всех эксплуатируемых месторождениях наблюдается проблема последующей более полной добычи нефти, остаточная нефтенасыщенность в которых составляет 60–70 % от начальных запасов. Идет активный поиск новых высокоэффективных способов увеличения степени извлечения нефти, что позволит продлить сроки исчерпания природных запасов. При искусственном воздействии на пласт современными методами коэффициент извлечения нефти возрастает от 0,3 при естественных режимах работы залежей до 0,5 и больше [4].

Для извлечения остаточной нефти применяются физико-химические и термические способы воздействия, как, например, вакуум-процесс, газовая репрессия, промывание нефтяного пласта водой в разных вариантах, использование поверхностно-активных веществ, отмывание нефти от породы растворителями, тепловое воздействие на пласт в разных модификациях.

Для повышения нефтеотдачи, несомненно, целесообразно увеличивать температуру всего нефтеносного пласта. Этот вывод можно сделать, анализируя влияние теплового воздействия на физические свойства жидкостей в местах их залегания: воздействие на динамическую вязкость, плотность, на межфазное взаимодействие. Первые исследования возможности использования тепла в технологии добычи нефти проводили А.Б. Шейнман и К.К. Дубровой. В работе Н.К. Байбакова и А.Р. Гарушева [1] уделяется большое внимание теоретическим и практическим исследованиям по изысканию наиболее эффективных способов по рассматриваемым методам, как у нас, так и за рубежом.

Рассмотрим некоторые способы воздействия на нефтеносные пласты.

1. Нагнетание теплоносителей: нагретой жидкости или перегретого водяного пара. Вода – наиболее часто используемая для вытеснения жидкость – обладает свойством переносить гораздо большее количество тепла, приходящегося на единицу массы, чем любая другая жидкость в том же агрегатном состоянии (жидком или газообразном) [1]. Однако при непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная – добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная ее часть, теряется из-за тепловых потерь: при течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта; в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт; повышение температуры нефтяного коллектора. При вытеснении нефти нагретой водой каждый из факторов – снижение отношения вязкостей нефти и воды, изменение относительных проницаемостей, а также термическое расширение нефти – оказывает воздействие на процесс. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи до прорыва фронта воды [1]. Однако следует отметить, что на месторождениях очень вязкой нефти, где порода хорошо смачивается ею, не возникает квазинепрерывной водяной пленки на поверхности породы, что сильно затрудняет вытеснение, делает его почти невозможным, если не прибегать к разрыву пласта. При нагнетании в пласт водяного пара происходят процессы испарения и конденсации легколетучих компонентов нефти, обогащения остаточной нефти тяжелыми фракциями (все менее и менее летучими), и нефтенасыщение со временем падает [1]. Вследствие нарушения равновесия при извлечении легких составляющих нефти может произойти выпадение твердого или очень вязкого углеводородного осадка. Подобные отложения практически нерастворимы ни в легкой нефти, образующейся в ходе закачки пара, ни в даже нефти исходного состава. Их наличие снижает реальную проницаемость среды.

2. Подача в пласт вместе с паром некоторых химических добавок и растворителей. Необходимость обеспечения термической и химической стабильности таких веществ определяет их область применения – они могут быть использованы на таких месторождениях, где температура нагнетаемого пара достаточно низка. Это условие выполняется на месторождениях с малой глубиной залегания пластов и невысоким внутрипластовым давлением. Опубликованные данные не позволяют судить о рентабельности подобного метода [1].

3. В основу внутрипластового горения положен процесс горения части нефти, содержащейся в пористой среде, для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение обычно инициируется с помощью специального оборудования, позволяющего создать в призабойной зоне необходимый температурный уровень; в дальнейшем процесс протекает в автономном режиме при постоянной подаче воздуха. Как правило, температура фронта горения превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от 400 до 600 0С [4].

Внутрипластовое горение применяется с пятидесятых годов, в основном на месторождениях тяжелой нефти. Реализация внутрипластового горения значительно сложнее, чем вытеснение нефти паром. В качестве топлива в нефтяном пласте используется как собственное пластовое топливо, содержащееся в порах, которое воспламеняется при благоприятных условиях при нагнетании воздуха в пористое тело, так и нагнетаемая извне горючая газовоздушная смесь. Основой методов внутрипластового горения является возможность осуществления химических реакций в пористой среде: окисление и горение нефти, пиролиз нефти, в результате которого образуется нефтяной кокс. Количество этого кокса зависит от качества нефти. Достаточное количество кокса для поддержания горения образуется из тяжелых нефтей. Очень легкие нефти не всегда могут обеспечить устойчивое подземное горение. В этом случае подземное горение реализуется нагнетанием в пласт извне горючей смеси. Совместное использование методов внутрипластового горения и нагнетание нагретой воды служит повышению кпд всего процесса.

Читать полностью