Закачка в пласт углекислоты

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине. Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт [11].

Закачка в пласт теплоносителя

Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов [11].

Вытеснение нефти мицеллярными растворами

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %). В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи, узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти  в терригенных коллекторах порового типа (не трещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ [11].

Микробиологические методы повышения нефтеотдачи

Микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание прежде всего малой капиталоемкостью, высокой эффективностью и безопасностью для окружающей среды. Технологии, разработанные в Институте микробиологии РАН и ОАО «Татнефть», основываются на активации жизнедеятельности микрофлоры нефтяного пласта (как интродуцированной, так и аборигенной). Целенаправленная активация микробиологических процессов позволяет вызвать синтез биоПАВов, биополимеров и других эффективных агентов нефтевытеснения непосредственно в порах нефтесодержащих пород. Микробиологические технологии повышения нефтеотдачи безопасны для окружающей среды, так как микрофлора, развивающаяся в нефтяном пласте, не содержит в своем составе патогенных и (или) токсичных микроорганизмов. Для проведения технологических мероприятий не требуется разрешения органов санитарного надзора. Активация микрофлоры осуществляется введением в пласт раствора биогенов, источника кислорода и при необходимости биомассы углеводородокисляющих микроорганизмов. Для закачки раствора используется система ППД и компрессор. Предлагаемый метод не требует больших капиталовложений, так как вписывается в существующую схему добычи нефти в условиях внутриконтурного заводнения. Применение предлагаемого метода наиболее эффективно на высокообводненных нефтяных пластах и позволяет получать дополнительно не менее 20% нефти от общей добычи. Такой показатель добавочного нефтеизвлечения достаточно высок и сравним с зарубежным.

При опытно-промышленном испытании этого метода на одном из участков Бондюжского нефтяного месторождении (ОАО "Татнефть") за 5 лет с начала испытаний получено дополнительно 47 тысяч тонн нефти, что составило около 30%общей добычи нефти на этом участке за указанный период времени.

Испытания на других нефтяных месторождениях (Ромашкинское, Сергеевское, Быстринское, Солкинское, Локбатанское) позволили получить дополнительно от 29 до 35% нефти от ее общей добычи на пилотных участках этих месторождений.