Метод повышения нефтеотдачи

Введение

Нефть и нефтепродукты в современном мире стоят на первом месте по потреблению среди энергоресурсов (48%) и рост добычи нефти непрерывно повышается. Нефтяная промышленность России имеет редкую возможность опираться исключительно на собственные запасы, входя в первую десятку стран с крупнейшими запасами нефти, уступая только Ближнему Востоку и Венесуэле [6].
Основной метод разработки нефтеносных залежей в России – заводнение, с его использованием добывается около 95 % нефти. Эффективность извлечения нефти современными промышленно освоенными методами во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Конечная нефтеотдача пластов в среднем составляет от 25 до 40%. Остаточные запасы, соответственно, достигают 75% от геологических недровых запасов [6].
Традиционные методики извлечения позволяют добывать прежде всего легкие нефти, имеющие небольшую вязкость.
Вместе с тем, запасы тяжёлых и высоковязких нефтей (более 30 мПа∙с) примерно в 5 раз превышают запасы лёгких и маловязких нефтей (810 и 162,3 млрд. т соответственно) и являются важнейшей частью сырьевой базы нефтяной отрасли как в России, так и в ряде других нефтедобывающих стран мира [3]. Но сложное геологическое строение месторождений, низкая проницаемость пластов в сочетании с повышенной вязкостью нефти делает эти запасы трудноизвлекаемыми. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти в России постоянно растёт и уже составляет более 60 % [7].
Даже небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. К примеру, увеличение коэффициента извлечения нефти только на 1 % может обеспечить прирост ежегодной добычи на 20-30 млн т.
Поэтому применение технологий, позволяющих увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, из которых традиционными методами извлечь существенные остаточные запасы нефти уже невозможно, является актуальной задачей.

1. Этапы разработки нефтяного месторождения

Нефтедобыча разделяется на три этапа.
Первый этап. Нефть из пробуренной скважины идет с высоким напором, т.к. энергия растворенных газов, законтурных вод, газовой шапки составляют огромную естественную энергию пласта. По мере рассеяния этой энергии пластовое давление падает и возникает необходимость организации второго этапа нефтедобычи.
Второй этап. Чтобы поступление нефти из скважины не прекращалось, необходимо поддерживать пластовое давление на заданном уровне. Для этого используются вода или газ, принудительно закачиваемые в скважину. Эти вторичные методы нефтедобычи не позволяют извлечь нефть из слабопроницаемых слоев и пропластков, из обособленных зон пласта (линз), не охваченных дренированием.
Третий этап. Для извлечения остаточной нефти применяют методы увеличения нефтеотдачи. Они характеризуются увеличенным потенциалом вытесняющего агента и по способу воздействия на пласт классифицируются как: тепловые, газовые, химические, гидродинамические, комбинированные [5].
Высоковязкие нефти содержат значительное количество парафинов.
Традиционное вытеснительное заводнение пласта холодной водой приводит к кристаллизации парафина, закупорке пор пласта. Причем, вода, продвигаясь по наиболее проницаемому слою, охлаждает выше- и нижележащие менее проницаемые слои. В лучшем случае результатом станет еще большее загустение нефти, в худшем – парафины кристаллизуясь изолируют нефть в пропластках и не дадут ей выхода.
Если же вводить в пласт водяной пар, проникая по хорошо проницаемому прослою, он будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приведет к снижению вязкости нефти и будет способствовать более полному извлечению запасов. В этом случае динамический фактор, который действует при нагнетании в пласт обычных рабочих агентов, дополняется температурным.
При добыче высоковязких и тяжелых нефтей никакой из известных методов повышения нефтеотдачи, кроме теплового, не является более эффективным для повышения полноты извлечения нефти [1].

2. Сущность метода воздействия на пласт водяным паром

При использовании этого метода водяной 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.
При продвижении горячего водяного пара через пласт от нагнетальной скважины к добывающей он обогревает поровое пространство таким образом, что создается несколько температурных зон потока флюида (рис. 1) [4].

Рис. 1. Распределение температуры при паротепловом воздействии
(Тп – температура пара, Т – температура пласта):
1 – зона пара, 2 – зона горячего конденсата, 3 – зона нефтяного вала и воды, 4 - начальная зона пласта.
Размеры указанных зон определяются темпом нагнетания пара и параметрами пара, теплофизическими характеристиками породы и нефти

.
В зоне пара (400-2000С) основными механизмами являются вытеснение паром и гравитационное разделение. Здесь происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.
Отдавая тепло породе пласта и нефтяным флюидам, пар охлаждается. В зоне горячего конденсата пар охлажден до температуры конденсации (около 2000С), он конденсируется и дальнейший нагрев пласта уже идет за счет использования теплоты горячего конденсата. Здесь имеют место снижение вязкости, изменение проницаемости под действием тепла, тепловое расширение и внутрипластовое вытеснение растворителем (подробнее рассмотрены в гл. 3). Кроме обогрева происходит интенсивная промывка пласта охлажденным конденсатом.
Далее нефть из предшествующих зон, промытых паром и горячим конденсатом, поступает в зону перед тепловым фронтом и образует там нефтяной вал (область повышенной нефтенасышенности), поэтому технологический эффект при тепловом воздействии на пласт может сказываться на работе добывающих скважин задолго до подхода к ним теплового фронта [5].
Соответственно температурным зонам формируются зоны с соответствующими нефтенасыщенностями (рис. 2).

Рис. 2. Профиль нефтенасыщенности
(Sн – начальная нефтенасыщенность, Sо – остаточная нефтенасыщенность):
1 – зона пара, 2 – зона горячего конденсата, 3 – зона нефтяного вала и воды, 4 - начальная зона пласта.
Разность температур и давлений по зонам прогрева пласта вызывает интенсивный конвективный теплообмен из-за перемещения в пространстве более горячих зон жидкостной и паровой среды в зоны с более низкими температурами.
Замена некоторой части пара инертным газом (азот, СО2, топочный газ) интенсифицирует процесс вытеснения нефти, нагретой паром и приведенной в состояние подвижности. Показано, что если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то можно достичь дополнительного снижения вязкости нефти. СО2 считается самой эффективной добавкой к пару [8].

3. Процессы, происходящие в пласте при действии водяного пара

Т.к. водяной пар обладает высокой скрытой теплотой парообразования, нефтяной пласт им эффективно прогревается. Увеличение температуры резко снижает вязкость нефти, особенно в интервале 20— 800 С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, производительность скважины при значительном снижении вязкости нефти может быть увеличена в 10—30 раз [3]. Вязкость нефти при нагревании уменьшается интенсивнее, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи. При этом остаточная нефтенасыщенность падает более резко для тяжелых нефтей, особенно при температурах до 150° С (рис. 3) [4].

Рис. 3. Зависимость остаточной нефтенасыщенности от температуры
пластового флюида (нефть месторождения Зыбза-Глубокий Яр (пл. Зыбза)):
1 – плотность нефти 876 кг/м3, 2 – плотность нефти 986 кг/м3.
Снижение вязкости нефти при ее подогреве ведет к увеличению коэффициента подвижности нефти, что оказывает существенное влияние на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине, так и по площади пласта.
На рис. 4 приведены зависимости объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры для тяжелой и легкой нефтей (очевидно, что коэффициент охвата увеличивается интенсивней для более тяжелой нефти).

Рис. 4. Зависимость объемного коэффициента охвата пласта от температуры
пластового флюида:
1 – плотность нефти 876 кг/м3, 2 – плотность нефти 986 кг/м3.

При вытеснении нефти паром парциальное давление углеводородов снижается из-за наличия в зоне испарения паров воды. Это приводит к улучшению испарения углеводородов. Испаряющиеся легкие компоненты (при температуре 375° С – до 10% нефти плотностью 934 кг/м3) перемещаются к передней границе паровой зоны. Там они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи. В процессе закачки пара нефть, расширяясь на 10—20%, создает дополнительную энергию для вытеснения [5]. Все вышеуказанные процессы совокупно повышают нефтеотдачу пласта.


4. Схемы введения водяного пара в пласт

Существуют несколько различных технологических процессов ввода водяного пара в пласт: циклический, циркулярный, площадной или рядный (рис. 5).

Циклический способ применяется в основном при воздействии на неоднородные пласты, содержащие зоны аномально высокой проницаемости (трещины, каверны, высокопроницаемые прослои). При высокой проницаемости пласта можно при сохранении высокой тепловой эффективности уменьшать расход вводимого пара после прорыва пара в добывающие скважины, т.е. после установления в трещинах постоянной температуры, близкой к температуре пара