Методи впливу - Журнал "Сибірська нафта" - ПАТ "Газпром нафта"
Попит на чорне золото залишається незмінним, а доступних запасів все менше. Тому сучасна не фтедо бича немислима без методів збільшення нафтовіддачі. Вони дозволяють витягувати максимум зі старих родовищ і братися за розробку незручних нових, видобуток з яких ще кілька років тому здавався нездійсненним
Коефіцієнт успіху
Оцінити ефективність розробки родовища можна за КІН - коефіцієнт вилучення нафти (або нафтовіддачі). КІН обчислюють як відношення запасів до початкових геологічним запасів і розраховують на кожному етапі розробки родовища. Спочатку - проектний, заснований на даних геологорозвідки про можливі запаси. Тут враховуються будова колектора та сучасний рівень технологій, що дозволяє чи не дозволяє ефективно працювати з наявним колектором. Проектний КІН дає змогу оцінити економічну обґрунтованість розробки.
У процесі видобутку нафти оновлюється геологічна модель родовища, а разом із нею перераховується і проектний КІН. До того ж регулярно відстежується поточний КІН, що дорівнює частці видобутої на певний момент нафти щодо геологічних запасів. Це дозволяє співвідносити реальність із планами та своєчасно змінювати стратегію освоєння родовища. Після того як родовище переходить до розряду виснажених і видобуток на ньому припиняється, підраховують остаточний КІН і порівнюють його з проектним. Якщо проектний КІН досягнуто, можна говорити, що розробка проведена ефективно.
Середнє значення коефіцієнта вилучення нафти при традиційних методах видобутку дуже змінилося останні десятиліття. Причину цьому, мабуть, треба шукати в тому, що, незважаючи на розвиток технологій, нафтовикамдоводиться мати справу з властивостями пластів, що погіршуються. Згідно з узагальненими даними КІН при первинних способах розробки (з використанням потенціалу пластової енергії) в середньому не вище 10%, а при вторинних способах (заводнення та закачування газу для підтримки пластової енергії) – близько 35%. Це середньосвітові значення. В Україні коефіцієнт вилучення нафти, як правило, не перевищує 20%. У "Газпром нафти" цей показник досягає 25%, що зумовлено пізньою стадією розробки на більшості родовищ компанії.
Хоча очевидно, що чим більше КІН, тим краще видобуток нафти може бути рентабельним і за дуже невеликих коефіцієнтів. Але в цьому випадку у пласті залишається велика кількість невитягнутої нафти, а це недоотриманий прибуток. Ситуація змінюється, якщо йдуть сучасні методи збільшення нафтовіддачі (МУН). Їх застосування дозволяє збільшувати КВП в середньому на 7–15% і суттєво нарощувати видобуті запаси нафти на вже відкритих родовищах.
Агенти витіснення
Витіснення нафти із пласта
Для того щоб витіснення нафти відбувалося більш ефективно, як агент, що витісняє, застосовують не воду, а різні розчини. Так, наприклад, розчини поверхнево-активних речовин (ПАР) зменшують «чіпляння» нафти до породи, сприяючи більш легкому її вимиванню з пір. Також ПАР зменшують поверхневий натяг на кордоні нафту - вода, що сприяє утворенню водонафтової емульсії типу "нафта у воді", для переміщення якої в пласті необхідні менші перепади тиску. Істотний недолік ПАРів — це їхня дорожнеча. Тому в якості альтернативи нерідко застосовують лужні розчини, які взаємодіючи з нафтеновими кислотами нафти утворюють поверхнево-активні речовини прямо в пласті. Областьзастосування лужних розчинів обмежується наявністю у пластових водах іонів кальцію - при реакції з лугом вони утворюють пластівцевий осад.
Інший результативний агент - це водний розчин полімерів, або, як їх ще називають, загусників. Полімери збільшують в'язкість води, що закачується, наближаючи її значення до в'язкості нафти. В результаті фронт витіснення вирівнюється - вода перестає випереджати нафту в більш проникних ділянках пласта. Часто як загусники застосовують поліакриламіди. Вони добре розчиняються у воді і вже при концентраціях 0,01-0,05% надають їй в'язкопружних властивостей. В даний час в «Газпром нафти» вивчається можливість впровадити технологію комплексного лугу-ПАВ-полімерного заводнення (див. вріз).
Якщо полімери загущають воду, різні гази покликані розріджувати нафту. Щоб зменшити в'язкість нафти та збільшити її рухливість, у пласт закачують розчинники – зріджені природні гази: бутан, пропан та їх суміш. Ще один варіант розчинника - вуглекислота (двоокис вуглецю СО2), яка також добре розчиняється в нафті.
Заводнення сірчаною кислотою відноситься до комплексних методів збільшення нафтовіддачі. Сірчана кислота розчиняє мінерали порід колектора, підвищуючи цим їх проникність. Таким чином збільшується охоплення зони, що дренується, тобто частини пласта, активно віддає нафту. У той самий час при взаємодії сірчаної кислоти з ароматичними вуглеводнями, які у нафти, утворюються поверхнево-активні сульфокислоти. Їхня роль у витісненні нафти аналогічна впливу ПАРів, що спеціально закачуються в пласт з поверхні.
На відміну від звичайного нагнітання в пласт води, заводніння з використанням різних хімреагентів — захід не з дешевих. Крім фінансових ризиківпротипоказаннями до нього можуть виявитися й інші фактори, такі як певна будова колектора, характеристики порід, що складають його, хімічні властивості нафти. Тому часом ефективніше виявляються інші методи підвищення нафтовіддачі. Наприклад, теплова дія на пласт.
Теплий прийом
Перші досліди з термічного впливу на пласт було розпочато ще у 30-х роках минулого століття у СРСР. З того часу накопичився значний обсяг даних лабораторних та промислових випробувань, що дозволяє зробити застосування цих методів більш осмисленим та продуктивним.
Найпростіший спосіб – це нагнітання в пласт гарячої води. Початкова температура теплоносія становить кілька сотень градусів. Це дозволяє значно знизити в'язкість нафти та збільшити її рухливість. Однак, просуваючись по пласту, вода остигає, а значить, нафту спочатку витіснятиметься холодною водою, а потім гарячою. У результаті приріст нафтовіддачі буде стрибкоподібним. Витіснення гарячою водою добре працює в однорідних пластах та на високих температурах. Як тільки температура води падає до 80-90 ° C, можна отримати зворотну реакцію: в'язкість нафти стає достатньою, щоб ще краще просочити капіляри породи, але недостатньою, щоб залишити їх.
Воду можна замінити гарячою парою. Такий спосіб вважається більш ефективним, оскільки теплоємність пари за інших рівних умов більша, ніж у води. При нагнітанні пари в'язкість нафти підвищується, а частина легких нафтових фракцій випаровується і фільтрується як пара. У холодній зоні ці пари конденсуються, збагачуючи нафту легкими компонентами та діючи як розчинник.
Термічні методи вилучення нафти
Взагалі кажучи, саме при освоєнні родовищ з тяжкою високов'язкою нафтою найчастішезастосовують термічні муни. При зниженні температури в пласті відбувається випадання асфальтенів, смол і парафінів, що ускладнюють фільтрацію. У разі видобутку важкої нафти таке зниження фільтраційних властивостей колектора може стати критичним для ефективності розробки, тому додатковий розігрів пласта просто необхідний.
Луж-ПАВ-полімерне заводнення
Комплексне хімічне заводнення, що включає почергове закачування в пласт поверхнево-активних речовин і полімерів, вперше було випробувано в 80-х роках минулого століття. Тоді ж з'явилася ідея розбавляти дорогі ПАР дешевшим лугом. Випробування такого потрійного лугу-ПАВ-полімерного заводнення показали, що об'єднання методів може дати збільшення КІН на 15-20%. Сама технологія отримала назву ASP-заводнення - від англійського alkali-surfactant-polymer - луг-ПАВ-полімер. До широкомасштабного використання ASP-заводнення західні компанії повернулися лише на початку 2000-х.
У «Газпром нафті» можливість впровадження луг-ПАВ-полімерного заводнення вивчають фахівці спільного з Shell підприємства «Салим Петролеум Девелопмент». Перші результати випробувань, проведених на свердловині, дали обнадійливі результати: хімічне заводнення мобілізувало 90% залишкової нафти. В даний час прораховуються економічні показники використання технології, вивчаються умови її ефективного застосування.
Одним із найпопулярніших методів збільшення нафтовіддачі сьогодні став гідророзрив пласта (ГРП), що веде свою історію також із середини минулого століття. Складно сказати, кому першому на думку спала ідея покращувати зв'язок свердловини з пластом за рахунок його розриву. Тут першість оспорюють радянські та американські вчені. Але довгий час цей спосіб існувавбільше в теоретичних викладках, аніж на практиці: за часів легкої нафти в ньому не було особливої потреби. Ситуація змінилася наприкінці минулого століття, коли ГРП почали активно застосовувати для розробки родовищ з надзвичайно низькими фільтраційно-ємними властивостями пластів, включаючи карбонатні колектори. Яскравий приклад тут - освоєння сланцевих родовищ в Америці, цілком і повністю зобов'язаних своїм успіхом використанню гідророзриву.
Сутність процесу ГРП полягає у нагнітанні в пласт рідини під великим тиском (до 60 МПа). В якості основи для рідини ГРП в залежності від властивостей колектора та застосовуваних технологій використовують прісну або мінералізовану воду, вуглеводневі рідини (мертва нафта, солярка), суміші з додаванням азоту, двоокису вуглецю, кислоти. Щоб тріщини відразу після зняття тиску не стулялися, в них закачують агент, що розклинює (проппант). Матеріал проппанта за історію розвитку технології гідророзриву неодноразово змінювався. Спочатку це була мелена горіхова шкаралупа, потім кварцовий пісок, пізніше стали використовувати скляні чи пластмасові кульки.
Протяжність тріщин, що утворилися після проведення ГРП, може досягати кількох сотень метрів за середньої ширини до 5 мм. Вони стають новими провідниками нафти, значно покращуючи контакт свердловини з пластом та розширюючи площу припливу рідини в свердловину. У середньому одноразовий гідророзрив пласта дозволяє збільшити дебіт нафтових свердловин у два-три рази. У горизонтальній свердловині може бути одночасно проведено кілька гідророзривів. У цьому випадку говорять про багатостадійний гідророзрив пласта (МГРП). На сланцевих родовищах рахунок стадій у горизонтальних свердловинах вже на десятки. У загальному випадку кількість стадій визначається виходячи зекономічної доцільності та геологічних особливостей колектора.
В даний час багатостадійний гідророзрив пласта, мабуть, єдиний перевірений спосіб розробки родовищ, що відносяться до запасів, що важко вилучаються (ТРВЗ). Сюди входять і родовища, де фільтраційні властивості пластів не можуть забезпечити рентабельні притоки при застосуванні звичайних методів розробки — їм МГРП може дати нове життя, і такі поки що експериментальні варіанти, як баженівська оточення. Саме освоєння покладів ТРВЗ стало поштовхом для активного впровадження МДРП у «Газпром нафти» (див. вріз).
Багатостадійний гідророзрив пласта в "Газпром нафти"
Першу горизонтальну свердловину з чотирма стадіями гідророзриву пласта в «Газпром нафті» було введено в експлуатацію у 2011 році на Вингапурівському родовищі. А вже через три роки кількість горизонтальних свердловин з МГРП у всіх видобувних активах компанії досягла 168. Змінюється не лише кількість високотехнологічних свердловин, а й якісні характеристики технології.
До останнього часу у компанії застосовували так званий кульовий МГРП. Тут кожна нова зона ГРП у свердловині відокремлюється від попередньої композитною або металевою кулею. Діаметр куль зростає від зони до зони і не дозволяє провести більше 10 операцій гідророзриву через конструктивні особливості свердловини. Новий варіант МГРП успішно випробували в 2015 році фахівці «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобському родовищі як ізолятор використовувалися не кулі, а спеціальний інструмент із багаторазовою подушкою (пакером), що ущільнюється, яка розбухає і відокремлює зони, в яких ГРП вже проведено. Згодом пакер, що розбухає, повертається до вихідного розміру, що дозволяє транспортувати обладнання до наступного місця розриву всередині.свердловини (кулі після завершення ГРП руйнують спеціально). І тут кількість стадій ГРП обмежується лише техніко-економічними розрахунками. На Пріобському родовищі вперше в історії компанії провели 11-стадійний гідророзрив пласта.
Багатостадійний гідророзрив пласта
Привибійне чищення
Збільшенню нафтовіддачі сприяє не лише масштабний вплив на продуктивний пласт, а й робота із привибійною зоною — тією частиною пласта, через яку нафту надходить в експлуатаційну свердловину. У процесі видобутку нафти на вибої та у привибійній зоні свердловин осідають парафіни та смоли, у перфораційних каналах накопичуються піщані пробки. Способи, які дозволяють збільшити проникність привибійної зони та очистити її від сміття називають методами інтенсифікації припливу.
До речі, гідророзрив пласта спочатку відносили саме до таких методів та проводили його на вибої похило-спрямованих свердловин для підвищення проникності пласта поблизу вибою. Інший спосіб механічно розширити порові канали в породі поблизу вибою та створити мікротріщини - віброобробка вибою. У цьому випадку до насосно-компресорної труби приєднується вібратор, який створює коливання різної частоти і амплітуди рідини, що прокачується через нього. Ці хвилі промивають привибійний простір.
Підвищити інтенсивність припливу можна за рахунок обробки привибійної зони кислотою чи тепловим впливом. Нерідко ці два способи поєднують, впливаючи на пласт гарячої кислоти, нагрітої за рахунок теплового ефекту екзотермічної реакції металевого магнію з розчином соляної кислоти.