Методы Увеличения Нефтеотдачи и технология АСП

Я. Е. Волокитин, М.Ю. Шустер,  В.М. Карпан,
“Салым Петролеум Девелопмент Н.В.”

Устойчивое развитие мирового производства энергоресурсов требует более эффективного использования традиционных запасов нефти. Одним из способов решения этой проблемы являются разного рода усовершенствованные методы разработки (УМР), направленные как на улучшение традиционных методов (например, заводнение ППД) так и на применение новых технологий воздействия на пласт. Наиболее технологичной частью УМР являются методы увеличения нефтеодачи (МУН) являющиеся основным предметом обсуждения данной статьи.

Значение УМР/МУН сложно переоценить, особенно если принять во внимание то, что существенная часть больших месторождений, ответственных за рост добычи в прошлом, находится на поздних стадиях разработки с падением добычи в среднем около 5% в год [1]. К тому же перспективных районов для геологической разведки становиться все меньше, что заставляет компании вести разведку более труднодоступных и/или глубоководных залежей. В последнее время рост извлекаемых запасов также поддерживался благодаря прорывам в технологиях строительства и освоения скважин, позволившим экономическую разработку нетрадиционных залежей нефти, таких как, нефтяные сланцы и залежи тяжелой нефти (битумов). Разработка как труднодоступных так и нетрадиционных залежей сопряжена с дополнительными рисками, значительно увеличивающими себестоимость такой нефти  (смотри Рисунок 1).

На данный момент большая часть добываемой нефти, извлекается из месторождений открытых четверть века назад. Ожидаемый средний коэффициент извлечения нефти (КИН) таких месторождений не превысит 35%, что означает, что почти 2/3 нефти в пласте могут остаться не извлечёнными. Согласно данным, рост КИН всего на 1% позволит увеличить мировые извлекаемые запасы на 88 миллиардов баррелей, что эквивалентно трехлетней мировой добыче при текущем уровне отбора [2]. Также важно отметить, что увеличение извлекаемых запасов через внедрение технологий УМР/МУН не сопряжено со значительными рисками, так как геология зрелых месторождений уже хорошо изучена и к тому же зрелые месторождения имеют развитую инфраструктуру.

Методы Увеличения Нефтеотдачи

В этой статье под МУН подразумевают процесс добычи нефти посредством закачки в коллектор существенного количества (проценты от порового объема коллектора) веществ, которые там не присутствовали до начала разработки [3]. Важно также уточнить, что речь идет об изменении системы разработки. Таким образом, обработка призабойной зоны скважин (например, закачка геля для изоляции высокопроницаемого интервала) не предусматривающая закачку значительного количества таких веществ, не считается МУН. МУН также часто называют третичными методами нефтедобычи, хотя, по определению, применение МУН возможно на любом из этапов разработки месторождения. Часто встречаемая ассоциация МУН с третичными методами нефтедобычи вызвана наиболее высокой вероятностью внедрения таких технологий на более поздних стадиях разработки, когда традиционные методы себя уже исчерпали и большинство геологических рисков снято.

Большинство технологий МУН могут быть разделены на три категории: тепловые, химические или газовые (смотрите Рисунок 2). Некоторые из методов, такие как термо-газовый метод или закачка пены, могут быть отнесены сразу к нескольким категориям. Тепловые методы предусматривают ввод в пласт энергии в виде тепла (в основном в виде пара) для уменьшения вязкости нефти что содействует ее передвижению в направлении добывающей скважины. В случае же с газовыми методами, в пласт закачивается газ (природный, азот или CO2) для увеличения эффективности вытеснения нефти. В зависимости от условий взаимодействия закачиваемого газа с нефтью такой процесс может привести как к смешиванию газа с нефтью, так и к сосуществованию двух несмешивающихся фаз (нефти и газа) в пласте. Эффективность процесса вытеснения  в случае смешивающегося газа выше. Смешивание газа с нефтью идентично смешиванию  жидких растворителей с нефтью. Закачку жидких растворителей можно выделить в новый класс с широкой областью применения (смотрите Рисунок 3). Химические МУН (хМУН) предусматривают закачку в пласт водного раствора химических реагентов, таких как: поверхностно активного вещества (ПАВ), полимера, соды и их комбинаций. На данный момент наиболее часто реализуемой технологией хМУН является полимерное заводнение [4]. В то же время наиболее перспективным методом хМУН является метод закачки в пласт водного раствора всех трех компонентов (Анионного ПАВ, Соды, и Полимера) – заводнение АСП. Закачка раствора АСП позволяет а) улучшить вытесняющую способность закачиваемой жидкости, и б) мобилизировать оставшуюся после заводнения нефть благодаря уменьшению поверхностного натяжения между нефтью и водой. Синергетический эффект таких физико-химических процессов позволяет удвоить объемы дополнительной добычи нефти по сравнению с полимерным заводнением. Широкому распространению технологии препятствует относительная технологическая сложность реализации заводнения АСП и высокая стоимость специализированных ПАВ.

Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) – совместное предприятие, акционерами которого на паритетных началах являются компании «Шелл» и «Газпром нефть». С 2003 года СПД ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений (Западно-Салымское, Верхнесалымское и Ваделыпское) в Западной Сибири. За годы реализации Салымского проекта СПД пробурила более 1000 скважин и добыла более 60 млн тонн нефти. Салымский проект входит в число самых крупных проектов с участием иностранного капитала в нефтедобывающей отрасли России. Суммарный объем инвестиций в Салымский проект составляет более 1,5 млрд долларов.

Скрининг МУН

Начальный этап выбора технологии МУН для месторождения называют скринингом. В данной статье рассматривается только высокоуровневый скрининг предусматривающий сопоставление усредненных характеристик пласта с заранее установленными пределами применимости той или иной технологии МУН. Критерии выбора широко описаны в литературе, а также  существуют коммерческие продукты для проведения таких работ [5]. Окончательное решение зависит от условий месторождения и опыта компании в применении технологий МУН. На Рисунке 3 проиллюстрирован подход к скринингу МУН проводимый в компании Шелл [2]. В данном случае при выборе МУН важная роль отведена глубине залегания коллектора и вязкости нефти. Существует также большое количество дополнительных параметров, которые необходимо учесть при скрининге. Так, например, в случае с газовыми МУН надо учесть проектное пластовое давление, а в случае же с химическими — свойства пластовой воды и тип коллектора (карбонаты или песчаники).

Основные свойства необходимые для  скрининга МУН на Западно-Салымском месторождении приведены в Таблице 1. Вязкость Западно-Салымской нефти мала, что делает применение тепловых методов нецелесообразным. Закачка газа, будь то азота, СO2 или дымовых газов также неэффективна из-за невозможности достижения условий смешивания газа с нефтью при пластовом давлении и низкой эффективности от закачки газа в несмешивающихся условиях. Закачка углеводородного газа, смешивающегося с нефтью при пластовых условиях, нереализуема из-за отсутствия достаточного количества попутного газа. Кроме того добываемый попутный газ практически полностью монетизируется.

Закачка низко-минерализованной воды (НМВ) может быть применена на Западно-Салымском месторождении (смотри Рисунок 2). Изучение этого метода для текущего состояния разработки месторождения показало, что реализация такой технологии на поздних стадиях разработки является экономически нецелесообразной из-за незначительной дополнительной добычи нефти на протяжении длительного периода высокой обводненности [6]. Компания СПД изучает возможность применения НМВ на участках, находящихся на более ранних стадиях разработки. Таким образом, остаются только химические МУН. Условия коллектора (температура и состав воды) находятся в пределах применимости таких методов. В то же время внедрение чистого полимерного заводнения на Западно-Салымском месторождении нецелесообразно из-за низкой эффективности такого заводнения на поздней стадии разработки и сравнительно низкой вязкости нефти. Таким образом, мы приходим к заключению, что заводнение АСП является наиболее оптимальной технологией МУН для Западно-Салымского месторождения.

Технология АСП заводнения

Технология АСП заводнения была разработана в начале 80-х в научно-исследовательском центре Беллейр (Bellaire Research Center) компанией Шелл в Хьюстоне [7]. Как уже упоминалось выше, в основе технологии стоит закачка водного раствора трех компонентов: Анионного ПАВ, Соды и Полимера. Анионный ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет мобилизировать защемленную нефть. Сода выполняет сразу две функций. Первичная функция — уменьшить адсорбцию (потерю) дорогостоящего ПАВ в пласте. После закачки раствора в пласт, сода взаимодействует с породой увеличивая ее отрицательный электрический заряд приводя к уменьшению адсорбции ПАВ. Вторичная функция соды – щелочной гидролиз кислых компонентов нефти, в результате которого происходит образование дополнительных поверхностно-активных веществ в коллекторе. Нефть Западно-Салымского месторождения содержит лишь незначительное количество кислых фракций (смотрите Таблицу 1), и сода выполняет только функцию защиты ПАВ от адсорбции. Полимер добавляют в воду для увеличения вязкости раствора, что приводит к улучшению процесса вытеснения мобилизованной ПАВом нефти. Традиционная схема заводнения АСП (смотрите Рисунок 4) состоит из следующих этапов:

» Предварительное заводнение. Закачка воды определенной солености для изменения солености воды коллектора с целью уменьшения потерь ПАВ при последующей закачке оторочки АСП и/или уменьшения риска солеотложения при взаимодействии пластовой воды с раствором АСП;

» Закачка оторочки АСП. Максимальный объем оторочки, используемый в коммерческих проектах, составляет около 30% порового объема коллектора. После закачки в пласт раствор АСП начинает мобилизировать защемленную нефть, которая формирует нефтяной вал;

» Закачка оторочки полимерного раствора. Такой раствор закачивается с целью вытеснения оторочки АСП и мобилизированной нефти в направлении добывающих скважин.

» Закачка воды (можно из системы ППД) для поддержки пластового давления при дальнейшем вытеснении растворов АСП и полимера к добывающим скважинам.

На данный момент странами-лидерами по применению хМУН являются Китай, Канада и Оман [7,8]. В большинстве случаев к реализации проектов АСП пришли через реализацию нескольких промежуточных этапов разработки, включающие как традиционное заводнение, так и закачку полимерного раствора (смотрите Рисунок 5). Для месторождений с высокой вязкостью нефти, например для Мармул (Оман) и Пеликан Лейк (Канада) переход к полимерному заводнению  оправдан из-за низкой эффективности традиционного заводнения. Закачка полимерного раствора позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти на 5-10%. В то же время заводнение АСП позволяет достичь более высоких значений дополнительного КИН в 10-20% за счет добычи как мобильной, так и защемленной нефти. Проведение полимерного заводнения как предварительного этапа перед АСП заводнением также позволяет снять значительную часть технических и эксплуатационных рисков и лучше подготовиться к внедрению более технологичного заводнения АСП.

Ввиду невысокой вязкости нефти Западно-Салымского месторождения закачка раствора полимера после длительного периода заводнения является экономически нецелесообразной. Таким образом, имеет смысл перейти к заводнению АСП сразу после традиционного заводнения.

Основные вызовы и ограничения технологии АСП следующие:

» сравнительно высокие эксплуатационные затраты из-за стоимости химических реагентов

• ПАВ (100% активного вещества) – 3-5$/кг
• Растворитель (например, изобутанол) – 1-1.5$/кг
• Полимер – 4-6$/кг
• Кальцинированная сода – 0.15-0.25$/кг
• Стоимость химических реагентов в растворе АСП – 50-80$/м³

» потери химических реагентов, понижающие эффективность процесса:

• удерживание в коллекторе (адсорбция на глинах, потери ПАВ в нефти)
• потеря химического раствора при закачке в непродуктивные зоны
• хроматографическая сепарация компонентов раствора АСП
• снижение активности раствора при взаимодействии с флюидами коллектора

» понижение приемистости нагнетательных скважин при закачке химраствора вызванное:

• закачкой более вязкого раствора полимера
• солеобразования при реагировании химических реагентов с водой и породой коллектора
• образование вязких водонефтяных эмульсий в коллекторе
• закупоривание породы призабойной зоны скважины полимером

» эксплуатация оборудования при заводнении АСП более сложная по сравнению с традиционным заводнением

• более сложный процесс подготовки нефти при добыче стойких эмульсий
• жесткие требования по подготовке закачиваемого раствора: водоподготовка и дозировка химреагентов
• проблема утилизации добытой жидкости содержащей химические реагенты

» могут также возникнуть логистические ограничения в связи с доставкой большого количества веществ на месторождения с неподходящей инфраструктурой.

Литература

[1] Статистика Международного Энергетического Агентства (IEA)

[2] “Enhanced Oil Recovery” брошюра концерна «Шелл»

[3] Lake, L.W., “Enhanced Oil Recovery”, Prentice-Hall, 1989

[4] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of Polymer-Flooding Technology.” SPE-174541 (2015)

[5] Алварадо, В., Манрик, Э., “Методы Увеличения Нефтеотдачи Пластов. Планирование и Стратегии Применения”, Technopress Ltd, 2011

[6] Suijkerbuijk, B. M. J. M., Sorop, T. G., Parker, A. R., Masalmeh, S. K., Chmuzh, I. V., Karpan, V. M., Volokitin Y.E., Skripkin, A. G. “Low Salinity Waterflooding at West-Salym: Laboratory Experiments and Field Forecasts.” SPE-169102, (2014)

[7] Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., & Stegemeier, G. L.  “Cosurfactant-Enhanced Alkaline Flooding” SPE 12672 (1984)

[8] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of Polymer-Flooding Technology.” SPE-174541 (2015)

[9] Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D., & Degre, G. “Chemical EOR for Heavy Oil: The Canadian Experience. SPE-169715 (2015)