Добыча нефти вторичными методами

При вторичных методах добычи нефти в коллектор закачивают вещества, не находившиеся там изначально. Вторичные методы включают термические, химические, а также технологию смешивающегося газа. Их можно применять как после первичной добычи, так и после заводнения.



Процесс вытеснения нефти смешивающейся газовой фазой предполагает закачивание в коллектор газа, который растворяется в нефти. Под закачиванием инертных газов подразумевается использование углекислого газа (диоксида углерода CO2), азота или сжиженного нефтяного газа (СНГ). Закачиваемый газ не должен вызывать коррозии металлического оборудования, находящегося в скважине, и давать взрывчатых смесей с природным газом коллектора и, помимо этого должен быть относительно недорогим.

При нагнетании углекислого газа его обычно поставляют по трубопроводу из природных скважин либо перевозят в сжиженном состоянии. Крупные природные коллекторы, содержащие углекислый газ, встречаются очень часто. Кроме того, диоксид углерода образуется в качестве побочного продукта на теплоэлектростанциях, химических заводах и комбинатах по производству удобрений и газификации угля. При нагнетании в скважину диоксид углерода способен смешиваться с нефтью (растворяться в ней), делая ее более текучей. Затем он вытесняет нефть по коллектору в направлении эксплуатационных скважин. Такой метод позволяет извлечь около 35% оставшихся нефтяных запасов. Самое крупномасштабное закачивание углекислого газа в США состоялось в 1972 г. на нефтяном месторождении Келли-Снайдер (штат Техас).

Из-за очень высокой текучести диоксид углерода обычно распространяется в виде языка и прорывается в скважины, оставляя в коллекторе нетронутые области. Для предотвращения их появления применяют попеременное закачивание газа и воды.

Сжиженый нефтяной газ также способен смешиваться с нефтью, он используется в технологии закачивания сжиженного нефтяного газа. Источником сжиженного нефтяного газа (пропана либо смеси пропана и бутана) обычно служит жирный природный газ. При определенных условиях коллектора в скважину закачивают азот.



Нагнетание химических реагентов — это процесс, при котором в истощенный коллектор отдельными порциями закачивают различные жидкости, и каждая служит определенной цели. Жидкости перемещаются от нагнетательных к эксплуатационным скважинам в виде отдельных фронтов (см, рис. 27.4).

При нагнетании в пласт микроэмульсий с полимерами сначала, для подготовки коллектора, закачивают порцию пластовой воды, которая движется впереди фронтов других закачиваемых химических реагентов, Поверхностно-активное вещество действует как моющее средство, уменьшая поверхностное натяжение нефти и вымывая ее из поровых пространств коллектора, Нефть собирается в небольшие взвешенные в воде капли, т. е. образует микроэмульсию. Следующая порция жидкости представляет собой воду, содержащую полимеры и потому имеющую более высокую вязкость. Давление указанного раствора со стороны нагнетательной скважины способствует продвижению поверхностно-активных веществ и фронта нефтяной микроэмульсии вперед по коллектору, в сторону эксплуатационных скважин (см. рис. 27.4).

Нагнетание в пласт растворов химических реагентов может быть использовано только в песчаных коллекторах, так как карбонатные породы способны впитывать поверхностно-активные вещества. Подобный метод может привести к извлечению более 40% оставшейся нефти, однако он очень дорогостоящий.



Технология термического воздействия на пласт основана на использовании тепла для нагревания тяжелой нефти (< 20°API), которая при этом становится более текучей. При циклическом нагнетании пара в ствол скважины в отдельные скважины закачивают пар в коллектор с тяжелыми сортами нефти в течение некоторого периода времени (примерно двух недель), называемого периодом нагнетания (см. рис. 27.5а). После нагнетания скважину закрывают на несколько дней (период выдержки), чтобы тяжелая нефть достаточно нагрелась от пара и стала более подвижной. Затем в той же скважине с помощью штангового скважинного насоса производится добыча нефти в течение эксплуатационного периода, приблизительно равного периоду выдержки (см. рис. 27.5б). Закачка пара чередуется с добычей до 20 раз, после чего становится неэффективной.

Для вытеснения нефти паром требуются как нагнетательные, так и эксплуатационные скважины (см, рис. 27.6). В коллектор с тяжелой нефтью по нагнетательным скважинам закачивают перегретый пар. Пар способствует нагреву тяжелой нефти и сильно уменьшает ее вязкость. По мере того как пар отдает тепло, он конденсируется, образуя горячую воду, которая заставляет нефть двигаться в сторону эксплуатационных скважин. Схема расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин при вытеснении нефти паром аналогична схеме их расположения при заводнении, однако скважины находятся очень близко. Нефтеотдача при подобном методе может составлять от 25 до 65% пластовой нефти.

Метод вытеснения нефти паром применялся на месторождении Керн-Ривер в Бейкерсфилде (штат Калифорния) (см. рис. 27.6). Месторождение было обнаружено в 1899 г. при рытье ямы по берегам Керн-Ривер недалеко от нефтяного выхода. Плотность нефти составила 12—16°АРI. Коллектор; располагался на глубине от 500 до 1300 фут. (150—400 м) и состоял из несцементированных песков проницаемостью от 1000 до 5000 мд и с пористостью 28—30%. Первичная добыча составила 15%, однако после 1950-х годов стали применять метод вытеснения нефти паром, что позволило повысить нефтеотдачу до 55%. Этот метод также используется на некоторых Боливарских прибрежных месторождениях в Венесуэле, а также в штате Альберта.

Метод внутрипластового горения основан на поджиганий подземной нефти. Если скважина неглубокая, поджечь нефть можно с помощью как фосфорной бомбы, так и газовой горелки, которую опускают в скважину. В глубоких коллекторах можно просто закачать воздух, и он вызовет самовозгорание. В процессе горения нефти для поддержания огня в скважину необходимо нагнетать большие объемы воздуха. Закачивание воздуха является самой дорогостоящей частью указанной технологии, причем стоимость его повышается с глубиной нефтеносной формации, так как требуется большее число крупных компрессоров.

При горении повышается температура, вследствие чего нефть понижает свою вязкость. Образующийся при горении большой объем газов способствует продвижению нагретой нефти в сторону эксплуатационных скважин (см. рис. 27.7). Однако внутрипластовое горение может оказаться неудачным, если на месторождении не окажется достаточного количества нефти для его поддержания.

Наиболее распространенный тип внутрипластового горения — прямоточное сжигание, в процессе которого огонь и закачиваемый воздух оказываются в нагнетательной скважине. Нефть протекает в сторону эксплуатационной скважины. При сухом сжигании закачивают только воздух, при «мокром» сжигании или сочетании прямоточного сжигания и заводнения используют воду и воздух либо одновременно, либо попеременно. Это способствует возникновению водяного пара, помогающего движению нефти.

Нефтеотдача при внутрипластовом горении может составлять 30—40% запасов нефти месторождения. Однако существует проблема термической коррозии оборудования в силу высоких температур и образования при горении коррозионно-агрессивных газов. Для наблюдения за движением фронта подземного горения могут применяться сейсмические методы.