Залежи нефти и газа в месторождении со временем существенно истощаются, и добыча на них начинает снижаться. Увеличить добычу можно путём исследования и разработки нового месторождения либо изыскания способов сохранения высокой добычи запасов нефти и газа на существующем.

Поиск и разработка нового месторождения всегда требуют колоссальных затрат времени и денег. Сохранение добычи нефти за счёт повышения отдачи пласта тоже связано с немалыми затратами, однако в этом случае с расходами на освоение новых месторождений они не сравнимы. 

Технологии повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) многочисленны и разнообразны. Одним из таких методов является тепловое вытеснение высоковязкой нефти. Тепловые методы основаны на применении различных источников тепла, например пара, горячей воды или воздуха. Это позволяет существенно увеличить дебит скважины для извлечения из пласта остаточной нефти, которая обычно не может быть извлечена с помощью традиционных методов.

Однако применение тепловых методов требует значительных затрат для создания и эксплуатации нагнетательных и добывающих объектов. Поэтому перед началом применения таких методов необходимо тщательное исследовать геологические и гидродинамические факторы на участках а также учесть условия эксплуатации объекта.

Другим эффективным способом увеличения добычи нефти и газа является применение паротеплового воздействия на пласт. Этот метод заключается в создании пара на забое скважины и его последующего нагнетания в пласт. Тепло, которое выделяется в процессе горения пара приводит к увеличению температуры в нефтяном пласте, что в свою очередь значительно снижает вязкость нефти и позволяет ей легче двигаться по пористой структуре.

В этой связи стоит отметить, что при применении тепловых методов на забое скважины могут возникать различные проблемы, связанные в основном с коррозией материалов и образованием кислоты в закачиваемой жидкости. Для уменьшения этого эффекта необходимо использовать материалы, которые обладают наиболее высокой стойкостью к коррозии и воздействию кислот.

Наряду с тепловыми методами, для увеличения нефтеотдачи могут применяться и другие способы, такие как гидродинамическое и микробиологическое  воздействие, циклическое горение. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки, и выбор оптимального зависит от множества показателей, в том числе анализа природных геологических условий, характеристик пласта и экономической эффективности.

Но наибольшую эффективность для увеличения нефтенасщенности пласта в последние годы неизменно демонстрируют химические методы (ОПЗ) и гидроразрыв пласта (ГРП). Многие нефтегазодобывающие компании рассматривают  использование этих двух методов в качестве основных для воздействия на старые месторождения нефти и газа.  

Обработка призабойной зоны (ОПЗ)

Химические методы повышения нефтеотдачи пластов представляют собой обработку призабойной зоны определёнными веществами для более эффективного вытеснения нефти и газа из породы. Они включают в себя использование разных составов и композиций, которые, как правило, имеют различное действие на пласт. Чаще всего применяют реагенты, под действием которых снижается межфазное натяжение между нефтью и водой, повышается вязкость рабочих жидкостей и/или образуются вязкие субстанции:

• Суспензия OSC® Liquid AGA увеличивает вязкость и уменьшает трение жидкостей о стенки труб, и, тем самым, способствует увеличению скорости закачки растворов с повышенными значениями плотности и вязкости.
• Сшиватель OSC® ADXL-1 для кислотных гелей на основе полимера OSC® Liquid AGA является средством увеличения вязкости. Взаимодействие рабочей жидкости с породой обрабатываемого пласта ведёт к снижению её кислотности и возникновению условий для сшивки линейного полимера, в результате чего вязкость повышается.
• Деэмульгаторы OSC® DM-1 и OSC® DM-2 предотвращают образование нефтяных эмульсий и разрушают уже образовавшиеся.
• Противоосадочная добавка OSC® ASA-1 снижает выпадения парафинистых отложений во всех процессах добычи, в ходе которых  кислотные составы взаимодействуют с внутрипластовыми флюидами.

Химические методы обладают рядом преимуществ перед другими способами увеличения нефтеотдачи. Во-первых, этот метод характеризуется низкой зависимостью от свойств коллектора и потоков углеводородов. Во-вторых, он обладает высокой степенью охвата призабойной зоны и позволяет снизить размеры остаточных слоев углеводородов на границе пласта. Конечная цель химических методов состоит в максимальном увеличении объема извлекаемых углеводородов и обеспечении эффективной работы текущей скважины на протяжении длительного времени.

Гидроразрыв пласта (ГРП)

Гидроразрыв пласта — это метод, который используется для повышения производительности нефтяных и газовых скважин. Он основан на использовании давления нагнетательной жидкости для создания искусственных трещин в пласте с целью увеличения объема охвата и полного извлечения природных ресурсов.

Метод гидроразрыва пласта (ГРП) требует закачки в скважину рабочей жидкости под большим давлением – до 1000 атм. При этом происходит растрескивание породы пласта. Поскольку сверху порода сдавлена сильнее, чем с боков, формируются плоские вертикальные трещины, ширина которых составляет считанные миллиметры, а высота и длина – десятки метров.

Вместе с жидкостью в пласт подаётся пропант – смесь керамических гранул диаметром от долей миллиметров до нескольких миллиметров. После остановки закачки жидкость разрыва отфильтровывается в пласт, и давление уменьшается. Пропант остаётся, позволяя получить высокую проводимость по трещине.

Метод гидроразрыва включает две основные фазы: естественную и форсированную. В естественной фазе процесс гидроразрыва основан на действии естественных физических сил, которые вытесняют извлекаемые ресурсы из пласта. В форсированной фазе увеличение охвата обеспечивает влияние дополнительной энергии, которая создает искусственные трещины на больших глубинах.

До ГРП приток пластового флюида, содержащего нефть, проходит радиально к скважине. После ГРП флюид притекает псевдо-радиально: сначала к трещине, затем по трещине к скважине. Поскольку площадь фильтрации трещины во много раз больше, чем площадь стенок скважины, происходит рост продуктивности скважины. Широкое использование данного метода обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта и месторождения в целом.

В процессе гидроразрыва используются физико-химические группы, которые включают химические реагенты, кислоты, поверхностно-активные вещества и другие добавки. Они обеспечивают максимальное влияние на слои пласта.

Научные исследования продолжают развиваться в области гидроразрыва, изучая новые способы и технологии для повышения эффективности этого метода. В последние годы были разработаны новые химические реагенты и технологии, для увеличения степени охвата пластов, воздействия на производительность скважин и увеличения добычи нефти и газа.

В ходе работ по ГРП используются следующие продукты:

• Гелеобразующие агенты OSC® AF-200 и OSC® AG-200, которые образуют вязкоупругие растворы, предназначены для раскрытия трещины, ограничения движения воды в пласте и придания рабочим жидкостям ГРП свойств, необходимых для эффективного переноса пропанта.
• Загуститель CLEARWELL® CPS – гидрофобный ассоциирующий полимер с выраженными свойствами поверхностно-активного вещества, используемый при подготовки растворов для переноса пропанта.
• Брейкеры OSC® BKR, OSC® BKR-2 и OSC® BKR-5 – реагенты для разрушения гелей и полимерных цепей, необходимые для снижения вязкости рабочих жидкостей. Используются в системе ГРП по окончании доставки пропанта для снижения вязкости рабочих жидкостей.

Для обеспечения высокой эффективности методов ОПЗ и ГРП необходимо заводнение – закачка в нефтяной пласт воды для поддержания пластового давления. Эта технология предусматривает использование ингибиторов и многофункциональных добавок, способных повысить проницаемость пород пласта и защитить оборудования от воздействия агрессивных сред.

• Преобразователи железа — ингибиторы коррозии OSC® HI-IRON, OSC® HI-IRON HT и OSC® HI-IRON C предназначены для модификации свойств кислотного состава и защиты оборудования от кислотной коррозии. Предотвращают появление трудно растворимых эмульсий и сгустков, образующихся при снижении кислотности флюида.
• Добавка OSC® MFA-100 применяется для нейтрализации сероводорода, меркаптанов и других газов с целью защиты внутрискважинного и наземного оборудования от коррозии.
• Добавка OSC® MFA-300 снижает воздействие сульфатвосстанавливающих бактерий и других микроорганизмов на металлические конструкции. Предотвращают сульфидное растрескивание поверхностей оборудования.
• Добавка OSC® MS-100, действуя как деэмульгатор, уменьшает межфазное натяжение, вследствие чего рабочие жидкости могут глубже проникать в пласт.
• Добавка OSC® MS-200 предотвращает набухание глинистых частиц, тем самым способствуя укреплению стенок скважины и предотвращая сужение её ствола.

Таким образом, применение химических методов (ОПЗ) и гидроразрыва пласта (ГРП) обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и дебета скважин.  Однако, для их успешной реализации необходимы высокие технические знания и опыт, а также постоянный контроль за соблюдением технологической дисциплины на всех этапах работы.

При возникновении вопросов обращайтесь к нам:

• звоните: +7-812-317-4400
• пишите russia@oilspecchem.com
• отправьте запрос, заполнив специальную форму