ПЕРСПЕКТИВЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО "УДМУРТНЕФТЬ"

Значительная часть запасов нефтегазовых месторождений Удмуртии сосредоточена в низкопроницаемых и неоднородных карбонатных коллекторах, разработка которых часто осложняется высокой вязкостью нефти, достигающей 30-700 сПз. В результате, проектные КИН по данным пластам не превышают 0,25-0,27 д.ед.

Изучение механизма вытеснения нефти водой показало, что низкий эффект от реализации заводнения залежей нефти повышенной и высокой вязкости связан, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов. В данном случае возможно повысить степень нефтеотдачи пласта только при значительном подавлении капиллярных сил и снижении вязкости нефти. В процессе вытеснения нефти не должна снижаться проницаемость коллектора, например, за счет набухания глинистых компонентов породы, отложения солей, выпадения АСПО и т.п.

Исследования показали, что для эффективного вытеснения нефти наиболее подходят газовые агенты. Газовые технологии также позволяют повысить степень извлечения нефти из заводненных «истощенных» пластов нефтяных месторождений на поздней стадии их разработки. Предпринятые в последнее время усилия по снижению объемов попутно-добываемого нефтяного газа (ПНГ) вынуждают нефтяников также обратиться к технологии обратной закачки этого агента в нефтяной пласт [3].

Идея использования газа для поддержания пластового давления и восстановления продуктивности скважины была предложена в 1864 году, в промысловых условиях нагнетание газа в пласт для повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) испытано в начале 1950-х годов (в США и Канаде). На текущий момент добыча вязкой нефти при закачке газа занимает второе место в общем объеме после тепловых методов [2].

Наиболее заметным изменением свойств нефти при растворении в ней газа является снижение вязкости нефти. Степень снижения вязкости нефти зависит от свойств и состава газа и самой нефти (рисунок 1). [3]

Рисунок 1. Влияние газов на вязкость дегазированной нефти

При насыщении нефти CO₂ и сжиженным газом в наибольшей степени снижается вязкость нефти, что объясняется хорошей растворимостью газов (рисунок 2). Насыщение нефти азотом дает на 30-50 % меньший эффект по сравнению с CO₂.

Рисунок 2. Изотермы растворимости газов в нефти при температуре 50 ⁰С

Задачей выбора рабочего агента является достижение баланса позитивных и негативных факторов, сопровождающих закачку в пласт конкретного газа в специфических условиях выбранного месторождения. Несмотря на высокие показатели вытеснения нефти при закачке углекислого газа, использование CO₂ ограничено ввиду его дороговизны и высокой степени коррозионного влияния на скважинное оборудование.

Лучшей альтернативой метану среди неуглеводородных газов является азот. Азот обладает низкой коррозионной активностью, что очень важно для бесперебойной работы скважинного оборудования. Физико-химические свойства N₂ также хорошо сочетаются со свойствами пластовых флюидов.

Дополнительным фактором, положительно влияющим на целесообразность применения азота для повышения нефтеотдачи, является его высокое удельное содержание в составе ПНГ на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» (порядка 50-90 %).

Для примера, в таблице 1 приведен компонентный состав ПНГ Мещеряковского месторождения. [4]

Таблица 1

Компонентный состав ПНГ Мещеряковского месторождения

ПНГ Мещеряковского месторождения характеризуется высоким содержанием азота (79 %), малым количеством метана (5%) и соответственно низкой теплотворной способностью. Данный газ, по сути, является непромышленным, т.е. не может быть использован в качестве топлива без предварительной дорогостоящей подготовки. На текущий момент сепарируемый газ в полном объеме утилизируется на факельной установке, таким образом, закачка ПНГ в пласт позволит повысить уровень его использования.

Основным недостатком газа, как вытесняющего агента, является неустойчивость фронта вытеснения из-за большой разницы в вязкости и плотности газа и нефти, и как следствие быстрый прорыв газа к добывающим скважинам. По мере роста вязкости нефти степень вытеснения нефти газом снижается, что объясняется неустойчивостью фронта вытеснения (рисунок 3).

Закачивание азота привело к вытеснению из модели пласта 19,1 % нефти, т.е. в термобарических условиях наблюдается жесткий несмешивающийся режим вытеснения нефти газом.

Рисунок 3. Динамика вытеснения нефти азотом

Отрицательное влияние на эффективность газового агента оказывает неоднородность пласта. Быстрый прорыв газа также связан с влиянием гравитационного раздела флюидов различной плотности в пласте. [3]

Практика показала, что непрерывная закачка газа может быть эффективной только в условиях месторождений купольного типа или крутопадающих пластов.

На текущий момент для регулирования в пласте фронта вытеснения нефти газом применяются следующие способы:

-водогазовое воздействие (ВГВ), которое заключается в последовательной, чередующейся или одновременной закачке газа и воды;

- применение пенообразующих составов (растворов ПАВ);

- технические приемы (закачка газа в верхние интервалы пласта, а отбор жидкости из нижних, использование горизонтальных скважин для закачки газа и отбора нефти и т.д.);

- использование потокоотклоняющих технологий, для уменьшения (прекращения) движения флюидов через проницаемые пропластки неоднородного пласта.

Главным фактором, влияющим на эффективность совместной закачки воды и газа в пласт, является состав водогазовой смеси (ВГС). Было исследовано влияние содержания газа в водогазовой смеси на КИН и построены зависимости коэффициента вытеснения нефти от величины газосодержания в смеси [3].

Как показано на рисунке 4, оптимальное газосодержание водогазовой смеси должно находиться в пределах 25-75 %, при котором степень вытеснения нефти максимальна и не зависит от состава ВГС.

Рисунок 4. Зависимость КИН от газосодержания водогазовой смеси

Более высокая нефтевытесняющая способность смесей газа и воды по сравнению с водой или газом объясняется несколькими причинами.

Во-первых, выравниванием фронта вытеснения нефти при ВГВ, что является причиной увеличения степени вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта.

Во-вторых, ВГВ улучшается эффективность вытеснения нефти на микроуровне (уровне поры), а также из неоднородностей сантиметрового размера [3].

Таким образом, можно сделать вывод о высокой степени эффективности реализации ВГВ на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.

Заключение

Проведенный обзор исследований позволяет сформулировать следующие выводы:

- отмечена более высокая нефтевытесняющая способность смесей газа и воды по сравнению с водой или газом, для снижения скорости прорыва газа в процессе закачки его в пласты рекомендуется реализовывать технологию водогазового воздействия;

- физико-химические свойства азота и его распространенность делают его одним из наиболее доступных и в достаточной степени эффективных агентов для повышения нефтеотдачи пластов;

- высокое содержание азота в составе ПНГ на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» (до 90 %) повышают эффективность реализации ВГВ на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти за счет снижения единовременных капитальных затрат на   модернизацию системы заводнения.

Список литературы:

1. Игнатьев Н.А., Синцов И.А. Опыт и перспективы закачки азота в нефтегазовой промышленности//Фундаментальные исследования. – 2015. №11. – С.678-682.
2. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта [электронный ресурс] // НИК Петрос. – 2010. – Режим доступа: http://petros.ru/worldmarketoil/?action=show&id=267.
3. Лян М. Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube// Дис. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Москва. 2016г.
4. Технологический проект разработки Мещеряковского нефтяного месторождения Удмуртской республики. г. Ижевск, 2011г.