Методи нафтовидобутку
Первинний метод
Нафта надходить з пласта під дією природних сил, що підтримують високий тиск в пласті, наприклад, заміщення нафти підземними водами, розширення газів, розчинених у нафті, та ін. Коефіцієнт вилучення нафти (КВН) при цьому методі становить 5-15%.
В одних випадках тиск у пласті достатній для того, щоб нафта піднялася до поверхні. В інших випадках потрібне використання насосів: заглибних, штангових (використовуються разом з верстатом-качалкою), електричних (наприклад, ЕЦН), технологій Ерліфт або Газліфт.
Вторинний метод
Після вичерпання природного ресурсу підтримки тиску, коли його вже недостатньо для підйому нафти, починається застосування вторинних методів. В пласт підводять зовнішню енергію у вигляді закачуваної рідини (прісної води), природного або попутного газу. Методи досягають КВН близько 30%, в залежності від властивостей нафти і порід резервуара. Сумарний КВН після застосування первинних і вторинних методів знаходиться зазвичай в межах 35-45%.
Закачування води значно підвищує обводненість нафти, іноді аж до 95%, що вимагає значних зусиль для їх розділення.
Робота верстата-качалки
Третинний метод
Третинні методи (раніше Tertiary oil recovery, потім частіше став вживатися термін enhanced oil recovery) збільшують рухливість нафти для збільшення нафтовіддачі. Здійснюється шляхом штучного підтримання енергії пласта або штучної зміни фізико-хімічних властивостей нафти. Дані методи дозволяють підвищити КВН ще на 5% - 15%.
Класифікація методів підвищення нафтовіддачі
За типом робочих агентів класифікація відомих методів підвищення нафтовіддачі пластів виглядає наступним чином:
Теплові методи (ОГВ та інші);
Газові методи (наприклад, CO2-EOR);
Фізичні методи (ПІВ та інші);
Хімічні методи (емульсії комплексної дії - ЕКД, Мікробіологічний вплив та інші);
Гідродинамічні методи;
Струмене-відхиляючі методи;
Комбіновані методи
Фізико-хімічні методи (реагентно-активаційний вплив та інші)
Один з варіантів третинних методів, TEOR, пов'язаний з нагріванням нафти в пласті для зменшення її в'язкості. Часто застосовується закачування водяної пари, іноді також використовують спалювання частини нафти на місці (безпосередньо в пласті).
Також в пласт можуть накачуватися ПАР (детергенти) для зміни поверхневого натягу між водою і нафтою .
Третинний метод починають використовувати, коли вторинний перестає бути адекватним, але тільки за умови, що видобуток нафти залишається рентабельним. Таким чином, використання методу залежить як від вартості обраного способу вилучення, так і від цін на нафту.
Найбільш широко (більше 100 впроваджень) застосовуються теплові та газові (CO2) третинні методи. У першому десятилітті XXI століття за рахунок третинних методів видобувалося за оцінками Aramco близько 3 мільйонів барелів на день (з них 2 мільйони - за рахунок теплових методів), що становить близько 3,5% від загальносвітового нафтовидобутку.
За даними Міністерства енергетики США, теплові методи становлять 40%, а 60% - газові серед теоретичних методів, що застосовуються в США. Ще близько одного відсотка застосувань припадало на хімічні технології (полімери, ПАР). У першому десятилітті XXI століття за рахунок третинних методів видобувалося за оцінками Aramco близько 3 мільйонів барелів на день (з них 2 мільйони - за рахунок теплових методів), що становило близько 3,5% від загальносвітової нафтовидобутку.
Зупинемося на деяких третинних методах докладніше.
Плазменно-імпульсний вплив (ПІВ) - один з експериментальних методів інтенсифікації видобутку нафти, заснований на використанні резонансних властивостей пласта. Технологія розробляється з середини 90-х років за участю Гірничого університету (Санкт-Петербург) і ФГУП «НІІЕФА ім. Д. В. Єфремова ». Має обмеження по робочій температурі в 120 ° С, що унеможливлює її застосування на глибоких і надглибоких свердловинах (більше 5 км).
У 2010-их роках просувається компанією ТОВ Новас.
Електричний струм високої напруги (3000 В) пропускається через електроди розрядника в районі робочого інтервалу всередині свердловини. Електрична дуга, що характеризується високим ступенем розкладання молекул і йонізацією, призводить до утворення плазми з миттєвим підвищенням температури (близько 28 000 ° С). Завдяки цьому протягом декількох мікросекунд розвивається високий тиск (близько 10 000 кг / см²). Миттєва ударна хвиля зі швидкістю вище швидкості звуку передається до навколишньої рідини в свердловині, що призводить до утворення стрибка ущільнення.
За рахунок вкрай короткого часу розряду максимальна потужність досягає 20 МВт. Миттєве розширення плазми створює ударну хвилю, а подальше охолодження і стиснення плазми викликає зворотний приплив в свердловину через перфораційні отвори в обсадній колоні, що на початковому етапі обробки свердловини сприяє винесенню кольматуючих речовин в стовбур свердловини.
При багаторазових повтореннях розряду енергія ударної хвилі поширюється по твердому скелету пласта і в рідині, перетворюючись потім у поздовжні і поперечні (зсувні) хвилі.
Теплові методи підвищення нафтовилучення – методи діяння на нафтовий поклад, суть яких полягає в тому, що поряд із гідродинамічним витісненням здійснюється підвищення температури в покладі, що сприяє значному зменшенню в’язкості нафти, збільшенню її рухомості і т. д. Методи застосовуються в покладах високов’язкої смолистої нафти, неньютонівської нафти, парафінонасиченої нафти. Серед них виділяють теплофізичні і термохімічні методи.
Застосовують в основному такі методи теплової дії:
– прогрів привибійної зони свердловин парою або різними нагрівачами
(електричними і вогневими) до температур 120 – 200 °С,можливе нагнітання в
пласт великих об’ємів гарячої води або пари при температурі близько 150 °С;
– застосування внутрішньопластового рухомого вогнища горіння (ВПВГ).
Застосування пари для інтенсифікації нафто вилучення
Теплофізичні методи підвищення нафтовилучення – теплові методи діяння на нафтові поклади, суть якого полягає в нагнітанні в пласт теплоносіїв – гарячої води, водяної пари, в т. ч. і як внутрішньопластового терморозчинника вуглеводнів. При цьому поряд з гідродинамічним витісненням здійснюється підвищення температури в покладі, що сприяє значному зменшенню в’язкості нафти, збільшенню її рухомості, випаровуванню легких фракцій, емульгуванню нафти у воді. Режими в пласті: т-ра від 100 до 320-340 °С, тиск 16-22 МПа. Методи ефективні в покладах високов’язкої смолистої нафти аж до бітумів, в покладах, пластова температура в яких дорівнює температурі насичення нафти парафіном чи близька до неї, але за глибин залягання їх до 700-800 м. Сюди ж відносять і пароциклічні (5-8 циклів) оброблення (стимуляції) видобувних свердловин, коли у свердловину тривало (15-25 діб) нагнітають водяну пару (30-100 м3 на 1 м товщини пласта), а відтак експлуатують її до гранично рентабельного дебіту нафти (протягом 2-3 місяців).
Термохімічні методи підвищення нафтовилучення – один із групи теплових методів діяння на нафтові поклади, суть якого полягає в утворенні в нафтовому пласті високотемпературної зони, в якій теплота ґенерується внаслідок екзотермічних окиснювальних реакцій між частиною нафти, яка міститься в пласті, і киснем, та яка переміщується по пласту від нагнітальної до видобувних свердловин нагнітанням окиснювача (повітря або суміші повітря та води). Вигорає 5-15 % запасів нафти (точніше коксоподібні залишки найважчих її фракцій). За співвідношенням витрат води і повітря розрізняють сухе (без нагнітання води), вологе (нагнітають води до 2-3 л/м3) і надвологе (те ж понад 2-3 л/м3) горіння. Об’єктами для застосування є поклади високов’язкої нафти.