В процессе разработки нефтяного месторождения происходит непрерывный отбор продукции. Поэтому пластовое давление в залежах постепенно снижается. В результате фонтанные скважины переводят на механизированные способы добычи.
Подробнее о способах эксплуатации скважин можно почитать в статье «Эксплуатация скважины».
Чтобы поддерживать пластовое давление, в продуктивные горизонты закачивают воду. Нагнетание в нефтяной пласт воды является основным методом воздействия для поддержания пластового давления. На более 80-ти процентах месторождений России применяется система поддержания пластового давления (ППД) водой.
Для закачки должна использоваться высокоминерализованная вода близкая по ионному составу пластовой воде. Основу подтоварной воды, обычно, составляет пластовая вода, осаждающаяся в отстойниках скважинной продукции. Также используют воду из водозаборных скважин. При заборе воды из рек, озер, морей устанавливают плавучие насосные станции.
Система оборудования для ППД, в общем случае, состоит из участков водозабора, подводящего коллектора к насосной станции, комплекса очистки и подготовки воды, кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с распределительными узлами и нагнетательных скважин.
Нагнетательная скважина для закачки воды оборудуется фонтанной арматурой, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и часто пакером. Пакер – это герметизирующее устройство для эксплуатационной колонны. Пакер спускается на колонне НКТ на определенную глубину и затем механическим или гидромеханическим способом разводится и перекрывает межтрубное пространство. Так производится посадка пакера. Обратная операция – распакеровка пакера. Пакер в нагнетательной скважине предохраняет верхнюю часть эксплуатационной колонны (над пакером) от воздействия высокого давления.
Для поддержания пластового давления водой – заводнения месторождения целенаправленно строят нагнетательные скважины. При внутриконтурном и площадном заводнении бывает так, что часть добывающих скважин переоборудуют под нагнетательные.
Законтурное заводнение применяют при разработке небольших по площади залежей. Нагнетательные скважины размещают за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 метров и более. Эксплуатационные скважины находятся внутри контура нефтеносности.
При разработке больших по площади месторождений используют методы внутриконтурного заводнения. Существует несколько схем внутриконтурного заводнения. Широко применяется способ разрезания эксплуатационного объекта по площади рядами нагнетательных скважин. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), внутри которых размещаются добывающие скважины. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно в поперечном направлении. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин при блоковом заводнении позволяет оперативно регулировать режимы разработки залежи изменением объемов закачки воды по рядам и скважинам. При такой технологии вдоль разрезающего ряда в пласте создается полоса воды.
В продуктивных коллекторах с большим содержанием глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. У нагнетательных скважин наблюдается очень низкая поглощающая способность с большим затуханием приемистости. Для таких залежей потребуется специально обработанная воды и высокое давление нагнетания.
Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной. Закачкой газа можно обеспечить необходимую приемистость и давление в нагнетательных скважинах.
Поддержание пластового давления газом - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды, так как для сжатия газа расходуется большое количество энергии. Кроме этого, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общий объем закачиваемого газа увеличивается.
Существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых промышленная разработка возможна только с использованием тепловых методов воздействия на пласт. Это относится к месторождениям с высоковязкими нефтями. Например с парафиносодержащими нефтями.
Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закрытию им пор. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения залегающих выше и ниже менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках.
Вязкость газов и жидкостей характеризуется динамическим коэффициентом вязкости. Динамическая вязкость воды при температуре 20 градусов по шкале Цельсия составляет один сантипуаз (сПз).
Геологическая служба США приняла следующее условное деление нефтей по вязкости. Легкой или традиционной считается нефть с вязкостью менее 100 сПз. Высоковязкие и тяжелые нефти имеют вязкость более 100 сПз. Природные битумы в США определяются также как битуминозные или нефтяные пески и имеют все свойства высоковязкой нефти. Они отличаются более высокой плотностью и вязкостью более 10 000 сПз.
В Российской Федерации вязкой нефтью считается нефть с вязкостью выше 200 сПз в пластовых условиях.
Согласно данным российских специалистов, наибольшими запасами высоковязкой нефти в Африке и Евразии (с вязкостью выше 350 сПз) обладает Российская Федерация (75 %), Республика Казахстан (10,53 %) и Азербайджан (2,24 %). В России наиболее вязкие нефти находятся в Тимано-Печорском бассейне. Здесь средняя вязкость нефти составляет 1 220 сПз.
Известно, что с повышением температуры вязкость жидкостей уменьшается. На этом свойстве жидкостей и основано применение термических методов для вязких нефтей.
Одним из тепловых методов воздействия на месторождениях с высоковязкой нефтью является паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт.
Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.
Проникая в пласт перегретый пар повышает температуру продукции. В результате вязкость нефти и ее плотность уменьшаются. Межфазное соотношение изменяется, а упругость паров повышается, что увеличивает нефтеотдачу.
Технологическая схема оборудования для ПТВ состоит из участка водозабора, комплекса очистки и подготовки воды для парогенератора, парогенератора, разводящих паропроводов к нагнетательным скважинам, и нагнетательных скважин.
Большой проблемой при паротепловом воздействии является влияние высокой температуры на обсадную колонну, НКТ, устьевое оборудование нагнетательной скважины. Паронагнетательные скважины должны оборудоваться для работы при высоких температурах.
К термическим методам увеличения нефтеотдачи также относятся различные способы генерации тепловой энергии непосредственно в продуктивном пласте. Это технологии внутрипластового влажного горения (ВВГ) или сухого горения. При сухом горении в нагнетательную скважину закачивают горячий воздух. А при влажном горении после закачки горячего воздуха в пласт закачивают воду.
Такой метод воздействия на пласт массово применялся в СССР и США начиная с 1950 года. Сначала производится инициирование процесса и в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины создается устойчивый фронт горения. Для поддержания горения и продвижения фронта горения в пласте производится подача воздуха, или воздуха с добавлением воды.
Некоторое количество пластовой нефти окисляется и сгорает, при этом тепловая энергия процесса позволяет снизить вязкость нефти непосредственно в самом пласте. При сгорании углеводородов в пласте выделяются углекислый газ, вода переходит в пар, что позволяет эффективно вытеснять и отмывать нефть с поверхности породы. Метод ВВГ возможно применять на различных глубинах залегания продуктивных пластов.
К недостаткам этого метода следует отнести возможность прорывов к добывающим скважинам нецелевых флюидов: газов горения, в том числе кислых газов, горячей воды и пара. Это может привести к преждевременным остановкам добывающих скважин из-за перегрева насосного оборудования при прорыве газов. Кроме того, при сгорании углеводородов в продуктивном пласте образуются агрессивные, коррозионноактивные газовые смеси, негативно влияющие на глубиннонасосное оборудование, насосно-компрессорные трубы.
Для реализации технологии ВВГ на месторождении устанавливают воздушные компрессорные станции высокого давления. К воздухонагнетательным скважинам прокладывают подземные воздуховоды.
О проведении опытно-промышленных работ по внедрению ВВГ на месторождении Каражанбас читаем статью "Каражанбас".
