Увеличение нефтеотдачи пласта

Увеличение  нефтеотдачи пластов

В настоящее  время особо отмечаются истощение  ранее введенных крупных месторождений, а также снижение объема прироста запасов, которые к тому же приурочены преимущественно к небольшим  залежам нефти с осложненными геолого-физическими характеристиками в удаленных районах, тем не менее  объемы потребления нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.  
 
Эффективность извлечения нефти ежегодно снижается, увеличивается себестоимость добычи нефти, и ремонта скважин. Средний конечный уровень нефтеотдачи пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.  
 
В связи с этим руководством ООО "Эфрил" поставлены актуальными задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.  
 
Одним из самых эффективных методов разрабатываемых и применяемых ООО "Эфрил" для повышения нефтеотдачи пластов, является применение химических реагентов по борьбе с АСПО. 
 
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть, рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при существующей системе добычи. 
 
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным эффектом и воздействуют максимум на одну-две причины, влияющие на состояние остаточных запасов. 
 
Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. 
 
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.  
 
Вытеснение нефти водными растворами Поверхностно-Активных Веществ (ПАВ). Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.  
 
Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.  
 
Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.  
 
Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, то есть породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды. Полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, и за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением.  
 
Вытеснение нефти щелочными растворами. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть – раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой.  
 
Применение растворов щелочей – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.  
 
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). 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.

Основной проблемой  на нефтяных месторождениях в настоящее  время является относительно быстрое  увеличение обводненности добываемой нефти (и связанное с этим снижение коэффициента извлечения нефти, увеличение количества попутно добываемой воды и т.п.). Причины этого связаны  с естественным ростом обводненности  добываемых углеводородов и жидкости. Производительность скважин может  снижаться в некоторых горных породах в процессе эксплуатации вследствие различных видов кольматации, она может быть снижена и вследствие применения бентонитового раствора при бурении. Технология увеличения нефтеотдачи пласта электровоздействием  предназначена для снижения обводненности  добываемой нефти на нефтяных скважинах, восстановления их производительности, отсечки газовых конусов, а также  для восстановления нагнетательных скважин.

Основные  положительные эффекты  при применении технологии:

• снижение обводненности добываемой жидкости (увеличение нефтеотдачи);
• восстановление дебита жидкости закольматированных скважин (интенсификация нефтедобычи).

Технология  выгодно отличается от традиционных комбинированных технологий рядом  основных достоинств, а именно:

• успешное применение технологии;
• значительное снижение обводненности добываемой жидкости, в основном, в пределах: 10-50% и более на малодебитных скважинах, 1-10% и более на высокодебитных скважинах;
• значительное увеличение среднего дебита по нефти, в основном, в пределах: 1,3-3 раза и более на малодебитных скважинах, 10-30% и более на высокодебитных скважинах;
• значительное увеличение среднего дебита по жидкости, в основном: в 1,01-2 и более раз на закольматированных малодебитных и высокодебитных скважинах;
• значительная продолжительность эффекта: 2-4 года;
• средняя величина дополнительно добытой нефти на одну скважину: 1-10тыс. т.;
• небольшое время проведения электровоздействия на пласт, как правило, в пределах 20-30 часов;
• абсолютная экологическая чистота, вследствие применения для воздействия на пласт только электрического тока;
• отсутствие негативных воздействий для обсадных колонн, фильтров и другого скважинного оборудования;
• возможность успешного совместного использования с другими аналогичными технологиями, например, с закачкой полимеров в нагнетательные скважины или с ремонтно- изоляционными работами в добывающих скважинах;
• высокая эффективность: кратный спад себестоимости нефти;
• отсутствие значительных отрицательных результатов;
• мобильность технологического комплекса.

К настоящему моменту  промысловые эксперименты и опытно-промышленные работы успешно проведены на сотнях добывающих скважин. Периодически совершенствуются оборудование и сама технология. Успешные серии электрообработок проведены  в различных регионах России (Тюменская  область, Среднее Поволжье, Краснодарский  край) и в странах СНГ.

Увеличение дебитов  по нефти в среднем составляло:

• 1,3-3 раза и более на малодебитных скважинах;
• 10-30% и более на высокодебитных скважинах.

Снижение обводненности  в среднем составляло:

• 10-50% и более на малодебитных скважинах;
• 1-10% и более на высокодебитных скважинах.

Опытно-промышленные испытания технологии электровоздействия на нефтяной пласт успешно проводились  в течение последних 12 лет в  различных регионах России и странах  СНГ. Технология успешно применялась  для продуктивных нефтяных скважин  глубиной до 4000 м.