Технология форсированного отбора жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин, за счет создания высокого градиента давления путем уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных, сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки.
Условиями эффективного применения метода считают:
· обводненность продукции не менее 80-85 %;
· высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления.
Тепловые МУН
Тепловые методы воздействия - методы повышения нефтеотдачи, основанные на прогреве нефтенасыщенных коллекторов. Данный способ является основным для добычи высоковязкой нефти и битумов.
При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение пластовых флюидов, изменение смачиваемости породы, фазовых проницаемостей, подвижностей нефти и воды.
Основную долю эффекта вытеснения нефти обеспечивает снижение вязкости нефти (40 – 50%), затем – дистилляция нефти и изменение подвижностей(по 18 – 20%) и в меньшей степени – расширение нефти и изменение смачиваемости пласта.
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 (рис. 11.2). В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:
· 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.
· 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.
· Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
Рис. 11.2 - Технология паротепловой обработки скважин
К достоинствам данного метода теплового воздействия на пласт относится возможность прогрева пласта и насыщающих его флюидов высокотемпературным агентом. Основными недостатками являются высокие затраты на подготовку пара, потери тепла в стволе скважины, набухание ряда минералов породы в результате пропитки пароконденсатом.
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. 11.3).
Рис. 11.3 - Механизм вытеснения нефти при термогазовом воздействии
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.
Недостатками данного метода являются сложность управления процессом, а также потери нефти в результате горения. К преимуществам можно отнести высокую эффективность теплопередачи в пласте и улучшение качества добываемой 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.
Физико-химические МУН
К физико-химическим методам воздействия относятся методы, основанные на взаимодействии закачиваемых химических составов и реагентов с породой и с содержащимися в ней флюидами.
Технологии физико-химического воздействия на пласт направлены на увеличение коэффициента извлечения нефти путем увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения.
Увеличение коэффициента охвата достигается за счет уменьшения неоднородности продуктивного горизонта при блокировании высокопроницаемых промытых каналов, по которым осуществляется преимущественная фильтрация нагнетаемой воды, в результате чего происходит перераспределение фильтрационных потоков. Данный эффект достигается при применении потокоотклоняющих технологий (ПОТ), а также при полимерном заводнении за счет адсорбции полимера в породе. Увеличение охвата также происходит при снижении коэффициента подвижности, в случае, когда вязкость вытесняемого флюида больше вязкости вытесняющего агента. При добавлении полимеров в воду ее вязкость увеличивается, что приводит к снижению ее подвижности, снижается риск образования прорывов воды за счет ее меньшей вязкости и/или неравномерности фронта вытеснения.
Увеличение коэффициента вытеснения можно достичь путем снижения сил межфазного поверхностного натяжения на границе раздела нефти и воды. Снижение значений поверхностного натяжения достигается путем добавления или генерации в пластовых условиях ПАВ. При подборе эффективных реагентов можно достичь 15-50% снижения остаточной нефтенасыщенности в зависимости от свойств коллектора, пластовых флюидов и химических реагентов.
Полимерное заводнение
При добавлении полимера в воду происходит увеличение ее вязкости, что позволяет увеличить равномерность фронта вытеснения и не допустить преждевременного прорыва воды, вызванного явлением вязкостной неустойчивости. Другим механизмом повышения коэффициента извлечения нефти при закачке полимера являетсяадсорбция полимера в породе, способствующая снижению неравномерности фронта вытеснения, обусловленного неоднородностью коллектора.
Основной недостаток данного метода – его высокая стоимость, а также ограниченность применимости по минерализации воды и температуре пласта.
Мицеллярное заводнение
Мицеллярные растворы– особые коллоидные системы, компонентами которых являются углеводородная жидкость и вода, стабилизированные смесью водонефтерастворимых ПАВ. Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней – зона повышенной водонасыщенности.
Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.
К недостатками метода можно отнести большой расход дорогих химических реагентов. Для увеличения эффективности был разработан метод мицеллярно-полимерного заводнения, при котором вслед за закачкой оторочки мицеллярного раствора производили закачку оторочки полимерного раствора. Роль полимера заключалась в блокировании мицеллярного раствора от воздействия проталкивающей воды, а также в повышении коэффициента охвата. Таким образом, снижается количество необходимого для закачки дорогостоящего мицеллярного раствора.