Вибір і застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу

Методи інтенсифікації видобутку (МІВ)

Методи інтенсифікації нафтовидобутку - методи збільшення видобутку нафти/ газу шляхом закачування в пласт рідин або газів, які легко змішуються з нафтою (найбільш часто - діоксид вуглецю), пара, повітря чи кисень, розчини полімерів, гелі, поверхнево-активний полімер, лужний поверхнево-активний полімер, або препарати мікроорганізмів.

Перед тим, як будь-який метод інтенсифікації видобутку застосувати для окремого пласта, повинні бути виконані дослідження для вибору найкращого МІВ і технології його застосування.

Застосування МІВ націлене на зміну властивостей нафти / газу до того як вони будуть витиснуті і викачані насосом на поверхню.

МІД методи в загальному можуть бути класифіковані по 3-х групах:

  • нагнітання пари;
  • нагнітання газу;
  • нагнітання хімреагентів.

 

Приклади застосування МІВ

Нагнітання пари

Нагнітання пари є процесом, що використовується для збільшення видобутку з пластів з важкою нафтою.

При нагнітанні пари, вона закачується близько до підошви пласта з важкою нафтою через нагнітальну свердловину (I). Закачана пара піднімається до покрівлі пласта через низьку питому вагу (II).Важка нафта густа і має дуже високу в'язкість, або опір течії, що може утруднювати її вилучення або видобуток. Як тільки закачана пара вступає в контакт з нафтою, вона переносить тепло на холодну важку нафту (IV), викликаючи зменшення в'язкості нафти і роблячи її більш мобільною (V).

Нагнітання пари є найбільш ефективним в пластах на невеликій глибині - до 1000 м.

Нагнітання газу

Подібно до того, як нагнітання пари або нагнітання води з закачуванням полімерів стимулюють видобуток, так і МІВ технологія закачування газу може сприяти більш легкому руху вуглеводнів у свердловину.

Після того, як вода закачана в пласт (I & II), діоксид вуглецю або вуглеводневий газ закачується через ті ж нагнітальні свердловини (III). Газ змішується з нафтою ,що міститься в породі, змушуючи останню розширюватися і вивільнятися з порід колектора, створюючи зону змішування (IV), яка дозволяє нафті легше рухатися в свердловину для подальшого вилучення.

Зазвичай, закачування газу чергується із закачуванням все більшої кількості води, яка штовхає нафту до зони видобутку (дуже важливо підтримувати високий пластовий тиск).

Нагнітання води з полімером

Тільки закачуванням води зазвичай не досягається отримання постійного припливу через неоднорідність порід колектора. Вода рухається, у вигляді язиків, виштовхуючи нафту з більшої частини колектора, але пропускаючи секції по шляху руху (I, II, III).

Так як видобуток нафти/газу шляхом нагнітання води з часом падає, і на барель води, закачаної в колектор, захоплюється все менше нафти, використовується поверхнево-активний агент або поверхнево-активний полімер (IV). Поверхнево-активний полімер змішаний з водою і закачаний в колектор, діє як звичайний миючий засіб (V), знижуючи енергію на поверхні контакту води і нафти, і викликаючи більш ефективний потік нафти через товщу породи колектора до експлуатаційної свердловини(VI).

 

Порівняльний приклад ефективності МІВ

Що б вважати змішане нагнітання перспективним, корисно порівняти його ефективність з нагнітанням тільки води.

Хоча неможливо визначити «типове» нагнітання, спрощений приклад, показаний тут, представляє фізику процесу і ілюструє рівень приросту видобутку, який часто досягається змішаним нагнітанням.

Цей приклад базується на результатах інтенсифікації колектора Means Lower San Andres в західному Техасі.

 

Збільшення видобутку нафти/газу завдяки застосуванню МІВ

Нафтовидобуток падає в часовому інтервалі A → B. Якщо застосування МІВ починається в точці B, очікуваним графіком нафтовидобутку є інтервал B → D. Прогноз без застосування МІД показує, що нафтовидобуток буде далі падати в інтервалі B → C.