Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов

При нагнетании в пласт теплоносителей (растворов на углеводородной основе, воды, пара) гидродинамическое вытеснение дополняется повышением температуры в залежи, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности. Объектами применения технологии являются залежи высоковязкой тяжелой нефти, а также нефти, пластовая температура которой равна или близка к температуре насыщения парафином, если другие методы повышения нефтеотдачи не применимы или не обеспечивают достаточной эффективности.

Среди технологий паротеплового вытеснения нефти выделяют циклическую закачку пара, закачку пара с последующим перемещением тепловой оторочки водой и непрерывное нагнетание пара в пласт. Многолетний опыт пароциклической отработки пластов показал, что эффективность метода падает от цикла к циклу на 10−50%, а после пятого или шестого циклов метод становится экономически невыгодным.

Для перераспределения потока вытесняющего пара широко используют химические добавки. Наибольшее распространение получили вспенивающие реагенты, в качестве которых применяют сульфанатные поверхностно-активные вещества. Для стабилизации пены и существенного увеличения фактора сопротивления проточных каналов в систему вводят каустик, а паронагнетание сочетают с закачкой газообразных смесей водорода, окиси углерода, азота и паров легких углеводородов. Газ повышает пенообразующую способность ПАВ и ускоряет темпы добычи нефти. Пенообразование в нефтяном пласте весьма эффективно при наличии высокопроницаемых каналов и трещин.

Важным направлением совершенствования технологии закачки пара в целях повышения нефтеотдачи пласта является регулирование профиля фильтрации гелеобразующим составом. Гель характеризуется большей термостабильностью, чем пенные системы. Основу гелеобразующих смесей составляют поливиниловый спирт, альдегид и вода. Гелеобразующий состав может закачиваться в пласт вместе с паром или поочередно. Исходный состав имеет низкую вязкость и легко проникает в паропроводящие каналы пласта, где под действием высокой температуры образует структуры, закупоривающие поры. Состав, внедрившийся в зоны, не обработанные паром, из-за низкой температуры не образует связей и легко вытесняется из пласта.

Эффективность метода добычи тяжелых и высоковязких нефтей существенно повышается при тепловом воздействии на пласт из горизонтальных стволов скважин. В последнее время это новое направление стало широко применяться в мировой практике.

При вытеснении нефти паром могут применяться различные комбинации горизонтальных и вертикальных скважин в виде нагнетательных и добывающих. По мнению многих авторов, наиболее практической является схема, включающая для нагнетания пара вертикальные, а для добычи нефти горизонтальные скважины или наоборот.

Горизонтальный участок скважины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной породой, благодаря чему увеличивается охват пласта тепловым воздействием. Горизонтальные стволы повышают продуктивность скважин в 5−10 раз, увеличивая темп отбора и сокращая время возврата вложенных средств. Экономически они наиболее выгодны в маломощных пластах и в залежах с низкими коллекторскими свойствами.

Технология так называемой «паровой камеры» основана на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Нагнетаемый пар будет стремиться в верхнюю часть залежи, а горячий конденсат и подвижная нефть за счет сил гравитации будут дренироваться в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.

При закачке теплоносителя могут возникнуть различные осложнения: вынос песка, нагрев обсадной колонны. Для их предупреждения проводят крепление призабойной зоны, ограничивают отбор жидкости вплоть до остановки добывающей скважины.

Закачка пара является энергоемким процессом и характеризуется низким КПД из-за больших потерь тепла в наземных коммуникациях, в стволе скважины и по пласту. Даже в наиболее успешных проектах на выработку и закачку пара в парогенераторах расходуется от 1/5 до ½ топливного эквивалента добытой нефти. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6 м, сгущают сетки между нагнетательными и добывающими скважинами, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 250−300 т/сут и более), теплоизолируют трубы и др. Кроме того, на степень применения тепловых методов значительное влияние оказывает ограничение по защите окружающей среды за счет выбросов в атмосферу СO₂ и NO₂, выброса твердых веществ, загрязнения водоемов и др.