Сегодня значительная доля остаточных запасов нефти залегает в пластах с повышенной вязкостью, обводненных пластах и низкопроницаемых коллекторах. Количество трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет, и новые методы их добычи становятся все более востребованными.
На сегодняшний день основным помощником при добыче высоковязкой нефти выступает тепло. Помните, как в детстве, пластилин, оставленный на батарее, растекался по всей ее поверхности. Разогретая тяжелая нефть ведет себя также – становится текучей с ростом ее температуры. В таком состоянии ее проще извлечь на поверхность. Поэтому на месторождениях «ЛУКОЙЛ-Коми» активно возводятся парогенераторные установки (ПГУ). С их помощью в недра закачивается пар, который и разогревает «черное золото».
Но прогресс не стоит на месте. Наряду с прогревом горячим паром ученые нашли и другие способы повысить температуру нефти в недрах. Один из них – термогазохимическое воздействие на пласт (ТГХВ). Этот способ стимулирования добычи нефти привлекателен тем, что он не требует постройки капитальных сооружений, таких как ПГУ. Может применяться, что называется, «с колес». Суть его заключается в том, что в нефтенасыщенный слой закачиваются специальные химические составы, которые, вступая в реакцию друг с другом, выделяют тепло.
Одна из разновидностей ТГХВ сравнительно недавно была испытана на ряде месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз». В качестве энерговыделяющего реагента был использован водный раствор аммиачной селитры, который по специальному каналу закачивался в скважину. Инициатором реакции разложения выступил нитрит натрия, который также нагнетался в эту же скважину, но по другому каналу. Таким образом, взаимодействие двух реагентов происходило непосредственно в призабойной зоне. В ходе реакции образуется горячая пароводяная смесь, которая распространяется за счет образуемого давления не только на зону обработки, но и за ее пределы. При этом температура получившегося «коктейля» достигает 327 градусов Цельсия. Кроме непосредственного разогрева нефти, продукты реакции дополнительно очищают призабойную зону пласта и параллельно восстанавливают ее проницаемость, а также создают дополнительные каналы фильтрации. Весь процесс закачки контролировался в режиме реального времени, поэтому нефтяники могли без труда регулировать температуру и давление в ходе реакции.
Впервые данная технология была опробована на скважине №3003 Усинского месторождения. Результаты превзошли самые оптимистичные ожидания. Если до обработки скважина выдавала около двух тонн нефтесодержащей жидкости в сутки, то после закачки реагентов среднесуточный дебит вырос более чем в пять раз. За последующие три месяца измерений средняя производительность этой скважины составила 10,4 тонны в сутки. И такие примеры эффективности использования ТГХВ не единичны. Наряду с высоким КПД технология не приводит к обводненности пласта, что также можно отнести к ее достоинствам.
Александр ЧАСОВИТИН