Нефть является одним из основных ресурсов, необходимых человеку. Уже на протяжении многих тысячелетий человечество использует нефть в разных сферах деятельности. И, не смотря на то, что ученые неустанно работают над разработкой новых энергетических технологий, нефть все равно остается незаменимым продуктом в области энергетики, в первую очередь. Однако, запасы этого «черного золота» истощаются несказанно быстро. Практически все гигантские месторождения давно уже найдены и разработаны, таковых практически не осталось. Стоит отметить, что с начала текущего столетия еще не было найдено ни одного крупного нефтяного месторождения, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей. Этот факт является свидетельством того, что человечество уже израсходовала самую большую часть нефтяных залежей. В связи с этим, вопрос о добыче нефти с каждым годом становится все острее и актуальнее, особенно для Российской Федерации, которая по объему мощности своего сектора в нефтеперерабатывающей области среди всех стран в мире находится на третьем месте, пропустив вперед Китай и США.
Таким образом, российская власть прилагает максимум усилий для того, чтобы поддержать объемы нефтедобычи, тем самым сохранив влиятельность государства на мировом рынке. Согласно аналитическим прогнозам, в скором будущем лидерство в области нефтедобычи перейдет к Канаде, Бразилии и США, что является неутешительным для РФ. С 2008 года в стране наблюдается отрицательная динамика в добыче этого ресурса. По данным Министерства энергетики по состоянию на 2010 год добыча нефти в государстве составляла 10,1 млн бар., однако к 2020 году, если ничего не изменится, добыча упадет до 7,7 млн бар. Ситуацию может изменить только принятие кардинальных мер в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. Однако, эти все статистики и показатели не являются свидетельством того, что запасы нефти и вовсе заканчиваются. Это говорит о том что теперь большую часть составляют трудноизвлекаемые запасы нефти. По подсчетам Минэнего, общее количество таких нефтяных залежей на территории России составляют прядка 5-6 миллиардов тонн, что в процентном соотношении составляет 50-60% от общего объема. Таким образом, трудноизвлекаемая нефть является хорошим решением проблемы, которая заключается в сохранении необходимых объемов добычи нефти. Таким образом, добыча трудноизвлекаемой нефти является вынужденной мерой.
Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.
Абсолютно все залежи трудноизвлекаемой нефти подразделяются на две категории:
- Залежи, характеризующиеся низкой проницаемостью пластов. К таким относятся плотные песчаники, сланцы, баженовская свита;
- Высоковязкая и тяжелая нефть - природные битумы, нефтяные пески.
Стоит отметить, что нефть, относящаяся к первой группе по своим качественным характеристикам вполне сопоставима с той нефтью, которая добыта традиционным способом.
Учитывая трудности во время добычи такой нефти, стоит отметить, что обычные методы разработки таких месторождений будут неэффективными. В связи с этим, применяются совершенно иные технологии, требующие соответствующих затрат. На протяжении нескольких лет специалисты изучают залежи трудноизвлекаемой нефти и разрабатывают подходящие, и в то же время относительно бюджетные, способы ее добычи.
Таким образом, разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными методами приводит к тому, что изначально ресурс из скважины идет хорошо, однако он быстро заканчивается. Это связано с тем, что добыча нефти в данном случае осуществляется из маленького участка, который вплотную прилегает к перфорированному участку скважины. В связи с этим, бурение привычных вертикальных скважин не дает необходимого результата. В данном случае, следует использовать методы, позволяющие увеличить продуктивность скважины. Как правило, они направлены на увеличение площади соприкосновения с пластом, который имеет большую нефтяную насыщенность. Такой эффект можно достичь путем бурения скважин, имеющих большой горизонтальный участок, а также применения метода гидроразрыва пласта в нескольких местах одновременно. Данный способ также зачастую используется при добыче сланцевой нефти. Однако, для добычи, например, природных битумов или сверхвязкой нефти, данный способ будет неэффективным.
Выбор методов добычи подобного сырья основывается на таком параметре, как глубина залегания пород, насыщенных нефтью. Если залежи находятся на сравнительно небольшой глубине, до нескольких десятков метров, то применяется открытый способ добычи. В противном случае, если глубина залегания достаточно велика, то трудноизвлекаемую нефть сначала подогревают паром под землей, что позволяет сделать ее более жидкой и поднять на поверхность. Производство пара, который закачивается в скважину, осуществляется в специальной котельной. Стоит отметить, что трудности возникают с использованием данного метода в том случае, если глубина залегания трудноизвлекаемой нефти сильно большая. Это связано с тем, что по пути к нефти, пар теряет свою температуру, тем самым не прогревая нефть необходимым образом, из-за чего ее вязкость изменяется не так, как нужно. Поэтому, существует метод парогазового воздействия, предполагающий не подачу пара в пласт, а его получение прямо на нужной глубине. Для этого осуществляется установка парогенератора прямо в забое. В парогенератор подаются специальные реактивы, при взаимодействии которых выделяется тепло, что способствует образованию азота, углекислого газа и воды. Когда углекислый газ растворяется в нефти, то она также становится менее вязкой.
Таким образом, стоит отметить, что трудноизвлекаемая нефть является важным ресурсом, добыча которого позволит поддерживать добычу необходимых объемов нефти. Однако, для ее извлечения следует применять принципиально другие методы, существенно отличающиеся от добычи нефти из традиционных залежей. Это, в свою очередь, влечет за собой дополнительные финансовые растраты. В связи с этим, конечная стоимость добытой трудноизвлекаемой нефти составит порядка 20 долларов за 1 баррель, в то время, как стоимость 1 барреля традиционной нефти составляет 3-7 долларов. Специалист продолжают работать над новыми технологиями, которые позволят добывать трудноизвлекаемую нефть с минимальными затратами.
28/01/2014В последнее время вопросы о разработке новых месторождений по добыче нефти звучат все громче. Это естественно, потому как человечество уже израсходовало большую часть этого ископаемого ресурса. Для России нефтяные вопросы стоят в разы острее, чем для многих других стран, потому что объем мощности российского сектора по нефтепереработке находится на третьем месте в мире. Впереди лишь американцы и китайцы.
Сохранить объемы добычи очень важно для поддержания российской власти и влиятельности нашей страны на мировой арене. Но по прогнозам аналитиков, в обозримом будущем лидировать по росту добычи «черного золота», будет не Россия, а Канада, Бразилия и США. Добыча этого ресурса в нашей стране падает с 2008 года. А в 2010 Министерство энергетики заявило, что без кардинальных изменений в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли показатели могут упасть с 10.1 миллиона баррелей в день в 2010 году до 7,7 миллиона баррелей в день в 2020-м. Все это говорит о том, что у России заканчивается нефть? Нет. Запас у страны огромен, но его большая часть уже относится к разряду «трудноизвлекаемых». У России, по мнениям экспертов, есть все шансы стать мировым лидером по добыче «нетрадиционной» нефти. Минэнерго подсчитало, что ее запасы в стране около 5-6 млрд. тонн, а это 50-60% от общего числа. Количество же сланцевой нефти во много раз выше тех, которыми располагают США. Именно «нетрадиционная» нефть сохранит стране заявленные объемы добычи и поможет удержать позиции лидера в этой сфере.
Для начала давайте попытаемся определить, что понимают под «трудноизвлекаемыми» запасами. Это месторождения или объекты разработки, которые характеризуются неблагоприятными для добычи нефти геологическими условиями или (и) ее физическими свойствами. «Трудноизвлекаемыми» могут считаться запасы в шельфовой зоне, остатки нефти в месторождениях, которые находятся в поздней стадии разработки, а также нефть с высокой вязкостью. Примером последней может служить месторождение Ямало-Ненецкого округа. Здесь нефть застывает не только на морозе, но даже при обычной температуре. Она требует в переработке специальных технологий: ее невозможно перекачать по трубопроводам, а следует возить в нарезанных кубах. Извлечь такие запасы, безусловно, можно, но при этом важно получить экономическую выгоду.
Добыча «нетрадиционной» нефти требует больших материальных затрат, труда, применения дорогостоящих новейших технологий, дефицитных реагентов и материалов. Эксперты подсчитали, что стоимость «трудной» нефти может составлять 20 долларов за баррель, в то время, как нефть из обычных месторождений стоит от 3 до 7 долларов. Еще одной сложностью при добыче «нетрадиционных» запасов при проектировании и разработке месторождений становится необходимая предельная точность расчетов. Не всегда для ученых становится возможным определение подхода для результативного итога работы таких месторождений. Совсем недавно в одном из мест с «трудной» нефтью пробурили две скважины. Одна из них стала давать предполагаемый объем, а вторая – нет, и причина этого пока неясна. Все проблемы, сопряженные с добычей «нетрадиционной» нефти достаточно глобальны, и решение их невозможно без всесторонней поддержки государства.
События прошлого десятилетия, произошедшие в США, которые впоследствии назвали «сланцевой революцией», убедили весь мир в том, что извлекать «нетрадиционную» нефть с выгодой все же можно. Методы горизонтально направленного бурения и гидроразрыва пласта (разрывы сланцевых пород при этом происходят при подаче под землю большого напора смеси воды, песка и химикатов) обнаружили большие запасы газа и нефти, считавшиеся «трудными». Добыча этих ископаемых резко увеличилась. Только на одном из месторождений с 2008 к 2012 году она выросла со 100 баррелей в день до 1 миллиона. В то время, как добыча в США стремительно росла, в России она оставалась на том же уровне. Хотя, еще в 1987 году СССР в нефтеперерабатывающей промышленности занимал первое место. Мы добывали 11,4 баррелей в сутки.
В 1996 году, после распада Советского Союза отмечен исторический минимум – 6 млн. баррелей. В условиях неразберихи 90-х годов у крупных российских нефтяных компаний не было стимула разрабатывать новые месторождения. Как итог, еще и сегодня эксплуатируются те, которые были открыты в начале 1970-х годов. В результате многие эксперты считают, что нефтяной сектор России работает на пределе возможностей. Затраты на производство растут, а объем добычи на унаследованных от СССР «зрелых» месторождениях остается на прежнем уровне.
Это еще одна веская причина необходимости разработки новых, «труднодноизвлекаемых» ресурсов. Кстати, советские геологи открыли многие «трудные» месторождения еще в 1960-х годах, оставив их для освоения будущим поколениям. Это запасы Баженовской, Абалакской, Фроловской свит Западной Сибири, это места в Карском и Баренцевом морях, это многие районы Сахалина. Баженовская свита – самая крупная в мире сланцевая формация. Согласно оценкам экспертов ее запасы могут составить до 120 млрд. тонн извлекаемой нефти. А это в 5 раз больше, чем запасы на месторождении Баккен в США. Именно оно стало движущей силой американской сланцевой революции. Причем нефть Баженовской свиты считают высококачественной, из нее можно сделать 60% светлых нефтепродуктов.
На «трудных» месторождениях уже работают «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть», «Сургутнефтегаз». Просто перенять американский опыт по добыче «трудноизвлекаемой» нефти мы не можем, потому как, и условия, и сама нефть значительно отличается от североамериканской. Наша — намного «тяжелее», нуждается в больших затратах энергии при добыче. Ее месторождения находятся в значительно более отдаленных местах, чем аналогичные в Америке. Но без использования иностранного опыта в этой сфере России не обойтись. В 2012 году «Роснефть» договорилась с американской Exxon Mobil сотрудничать в разработке месторождений Баженовской и Ачимовской свит. «Газпром нефть» на Баженовской свите работает с англо-голландской Royal Dutch Shell.
У России есть все шансы стать ведущей страной в мире по добыче «трудноизвлекаемой» нефти, и правительство это прекрасно понимает. В «Энергетической стратегии России до 2030 года» планируется, что 40 млн. тонн от общего годового объема в 500-530 млн. будут добываться из «трудных» месторождений. Но помимо больших материальных вложений, развития новых технологий, эта сфера требует и либерализации налогообложения. Без них нефтяникам просто нерентабельно будет разрабатывать «нетрадиционные» месторождения. Убытки в таком случае несоизмеримы с доходами.
Соответствующие налоговые изменения приняты 26 июля 2013 года. Президентом Владимиром Путиным подписан закон о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых. Устанавливается порядок определения и применения коэффициента к ставке НДПИ – от 0 до 0,8, а также коэффициента, определяющего степень выработанности конкретной залежи углеводородного сырья. Коэффициент будет нулевым для добычи из Баженовских, Абалакских, Хадумских и Доманиковых месторождений.
Норма будет действительна в течение 180 налоговых периодов. Говоря более простым языком, компании, которые добывают «трудноизвлекаемую» нефть, не будут платить налог в течение 15 лет. При добыче нефти из залежей с эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта не более 10 метров планируется применять коэффициент 0,2; при толщине пласта более 10 метров – 0,4. Для залежей Тюменской свиты устанавливается коэффициент 0,8. В остальных случаях коэффициент НДПИ будет равен 1.
ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................................................. 3
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО
ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ................................................................................................................................ 4
1.1. Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры.................................................................. 4
1.2. Понятие о трудноизвлекаемых запасах и их классификация..................................... 5
1.3. Принципиальные решения по длительно разрабатываемым месторождениям ХМАО-Югры 10
1.4. Современные технологии интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи на месторождениях ХМАО-Югры........................................................................................................... 12
1.4.1. Основные подходы к применению гидроразрыва пласта............................................... 13
1.4.2. Бурение горизонтальных скважин..................................................................................... 15
1.4.3. Зарезка боковых стволов................................................................................................... 20
1.4.4. Основные решения по обработке призабойной зоны пласта........................................ 22
1.4.5. Нестационарное заводнение.............................................................................................. 23
1.5. Принципиальные решения по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов........................................................................................................ 25
1.6. Основные технологические решения по вовлечению в разработку мелких залежей нефти 28
1.7. Перспективные технологии вовлечения в разработку баженовско-абалакского комплекса 30
1.8. Принципиальные решения по разработке залежей высоковязкой нефти 33
2. ИННОВАЦИОННЫЕ технологии ДЛЯ вовлечения в разработку
трудноизвлекаемых запасов.......................................................................................................... 35
2.1. Общие сведения об инновационных технологиях........................................................ 35
2.2. Газовые и водогазовые методы воздействия на продуктивный пласт 38
2.3. Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт.......................................... 41
2.4. Электромагнитное воздействие на продуктивный пласт........................................ 45
2.5. Термогазовое воздействие на продуктивный пласт.................................................. 48
2.6. Дилатансионное воздействие на продуктивный пласт............................................. 50
2.7. Комплексные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи..................... 53
2.8. Технология резонансно-волнового воздействия.......................................................... 57
2.9. «Интеллектуальные» скважины.................................................................................... 59
Список используемой литературы.............................................................................................. 63
ВВЕДЕНИЕ
В учебном пособии к теоретическим и практическим занятиям по дисциплине «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» представлены актуальные вопросы, касающиеся проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и основных решений, направленных на преодоление факторов, затрудняющих их выработку. Представлен теоретический материал по наиболее известным инновационным технологиям разработки месторождений нефти и возможностях их применения в различных геолого-физических условиях.
При изучении дисциплины необходимы знания по следующим дисциплинам: математика, геология нефти и газа, физика нефтяного и газового пласта, подземная гидромеханика, а также основам проектирования, разработки и обустройства нефтяных месторождений.
Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по
специальностям: 130503 – «Разработка и эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений» и по направлению 131000 – «Нефтегазовое дело» для всех профилей, всех форм обучения.
Курс «Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» предназначен для ознакомления магистров с современным состоянием и тенденциями в нефтедобыче, обуславливающими их причинами, а также возможностями улучшения выработки запасов посредством внедрения технологий воздействия на нефтесодержащие пласты.
ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ И ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ИХ ВОВЛЕЧЕНИЮ
Тенденции в недропользовании ХМАО-Югры
Ханты-Мансийский автономный округ – Югра является основной базой нефтедобычи Российской Федерации. Максимальные объемы добычи нефти были достигнуты в 1985 году, когда было добыто 361 млн. т, после чего начался период неуклонного снижения. К 1996 году объемы годовой добычи упали до 165 млн. т., обводненность продукции скважин составила 84% при отборе менее 40% извлекаемых запасов. С 1998 года с учетом растущих цен на углеводородные продукты нефтяные компании стали наращивать добычу нефти. В 2007 г. был достигнут максимальный постперестроечный уровень добычи нефти для ХМАО-Югры - 278,4 млн. т. Однако с 2008 года уровни добычи снова начали снижаться. В 2013 году было добыто 255 млн. т нефти, что составило 49% российской и 7% мировой добычи.
Основным фактором снижения добычи нефти послужило ухудшение структуры запасов: в то время как разбуренные НИЗ выработаны более чем на 70%, запасы неразбуренные, содержащиеся в новых месторождениях, характеризуются менее благоприятными геолого-физическими условиями – нашедшими выражение в значительно более низких коэффициентах нефтеотдачи.
Согласно структуре запасов нефти ХМАО-Югры накопленная добыча нефти 10,2 млрд т, что составляет немногим более половины запасов. Текущие запасы промышленных категорий распределенного фонда недр составляют 8 млрд т, в составе которых 2,5 млрд т нефти в пластах с проницаемостью более 50 мД с обводненностью более 90%. Наибольшие запасы 2,6 млрд т содержат продуктивные пласты с проницаемостью от 10 до 50 мД и обводненностью 64%. Выработанность начальных извлекаемых запасов нефти этих пластов составляет 37% и делает их первоочередным объектом. В пластах с проницаемостью от 2 до 10 мД содержится 1,6 млрд т нефти с обводненностью продукции 44% и выработанностью начальных извлекаемых запасов 23%. В низкопроницаемых пластах с проницаемостью менее 2 мД содержится 1,3 млрд т нефти, что при применении современных технологий также являются объектами разработки.
На территории ХМАО-Югры в качестве традиционного применяется способ разработки, основанный на вытеснении нефти нагнетаемой в пласт водой. На длительно разрабатываемых месторождениях применение заводнения послужило причиной высокой доли воды в добываемой продукции. Тенденции к снижению добычи нефти, выбытию эксплуатационного фонда, а также текущие отборы воды, кратно превышающие текущие отборы нефти, свидетельствуют о том, что возможности заводнения по обеспечению роста нефтеотдачи на этих месторождениях в основном исчерпаны. Дальнейшая их разработка при нагнетании воды будет сопровождаться ростом доли воды в добываемой продукции и, как следствие, увеличением эксплуатационных затрат.
Для поддержания уровней добычи нефти и повышения нефтеотдачи на большинстве
нефтяных месторождениях проводятся геолого-технические мероприятия. В 2014 г. в ХМАО-Югре выполнено 26462 ГТМ, за счет которых добыто дополнительно 26 млн. т нефти (10,4 % общей добычи). По сравнению с 2013 г. число мероприятий увеличилось на 21,9 %, дополнительная добыча за счет ГТМ – на 8,6 %. Наиболее часто реализуемыми технологиями являются бурение горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов, различные модификации гидроразрыва пласта (ГРП), гидродинамические и физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Однако несмотря на рост объемов применения и дополнительной добычи нефти от ГТМ, их удельная эффективность снижается.
Перспективы нефтяной отрасли ХМАО-Югры связаны с доразработкой
месторождений, находящихся на завершающих стадиях эксплуатации, но обладающтх
значительными добычными возможностями, а также с реализацией потенциала новых
месторождений, характеризующихся более сложным строением и ухудшенными
фильтрационно-емкостными свойствами, эффективную выработку которых не обеспечивают традиционные технологические решения.
Для реализации добычного потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Югры необходимо применение принципиально новых технологических решений, комплексное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи.
Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири
| Модификация технологии ГРП | Краткая характеристика | Назначение |
| Системный | Обработка нагнетательной и добывающих скважин участка | Поддержание потенциала пластов с низкой проницаемостью |
| Селективный | Установка пакера между интервала перфорации | Разделение разрывов продуктивных пачек |
| Большеобъемный | Масса проппанта значительно выше средней по совокупности обработок | Увеличение охвата пласта воздействием |
| Безпакерный | Без установки пакера | Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны |
| Многозонный (на горизонтальной скважине) | Множественный ГРП на горизонтальном участке ствола | Интенсификация притока и увеличение охвата пласта воздействием |
| Комбинация проппанта различного фракционного состава | Последовательная подача пачек проппанта, различающихся размером зерен | Оптимизация упаковки трещины в сложнопостроенном разрезе |
| Использование проппантов с полимерным покрытием | Подача на последней стадии зерен, покрытых смоло-полимерной оболочкой | Снижение выноса проппанта из трещины |
| Принудительное закрытие трещины | Отбор жидкости из трещины сразу после прекращения закачки | Принудительное удаление нераспавшегося геля из трещины, фиксация более равномерной упаковки трещины |
| Концевое экранирование трещины (TSO) | Пониженный объем подушки, увеличенный темп роста концентрации проппанта | Создание широкой трещины. Ограничение длины трещины. |
| Создание экранируемой оторочки на кромке трещины гидроразрыва | Буферная жидкость с цементным раствором | Закупорка системы микротрещин на кромке магистральной трещины |
Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.
Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.
Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:
Продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;
Низкопроницаемых и неоднородных пластов;
Залежей с обширными водонефтяными зонами;
Пластов с развитой системой вертикальных трещин.
Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.
На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.
Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,
при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.
Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.
Зарезка боковых стволов
Бурение боковых стволов применяется как метод повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, в основном, за счет улучшения гидродинамической связи скважины с пластом, а также с целью реанимации аварийных, не эксплуатируемых по геологическим причинам скважин с критическими значениями обводнённости и дебита нефти. Бурение боковых стволов может эффективно применяться на различных стадиях разработки залежей.
Бурение боковых стволов позволяет решить ряд важных задач:
Увеличить охват воздействием за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных дренированием запасов - преимущественно в прикровельной части пласта, а также в низкопроницаемых пропластках;
Вовлечь в разработку зоны залежей, недоступные для других видов воздействия на пласт;
Существенно увеличить дебит нефти, особенно в низкопроницаемыхколлекторах, за счет увеличения поверхности взаимодействия скважины с пластом;
Высокообводненным, низкодебитным, аварийным и не эксплуатируемым по геологическим причинам скважинам. Благоприятными условиями для успешности зарезки бокового ствола является достаточно высокая нефтенасыщенная толщина, низкая расчлененность пласта и удалённость от воды (как пластовой, так и нагнетаемой).
К объектам, где данная технология может оказаться экономически не достаточно эффективной, относятся:
Высокопроницаемые пласты с большой эффективной толщиной;
Тонкие пласты с прослоями практически непроницаемых или малопроницаемых пород;
Трещиноватые нефтяные пласты, подстилаемые подошвенной водой, быстропрорывающейся по крупным вертикальным трещинам в скважины;
Продуктивные пласты с низкой величиной отношения вертикальной и горизонтальной проницаемостей породы;
Слабоизученные объекты разработки.
Массовое бурение боковых стволов на месторождениях Западной Сибири началась с 1998г. Успешность эксплуатации боковых стволов по оценкам ОАО «Сургутнефтегаз» в целом за весь период от бурения до окончания разработки залежи в среднем составляет 80%, по наклонно-направленным и пологим - 73%, по горизонтальным - 84% и по многоствольным горизонтальным - 100%.
Теоретически влияние боковых стволов на нефтеотдачу аналогично влиянию уплотняющего бурения, но с большей эффективностью. Бурение наклонно-направленного бокового ствола из уже пробуренной скважины равносильно одной дополнительной скважине. Скважину с пробуренным горизонтальным боковым стволом при проектировании разработки рассматривают как эквивалент трех скважин. Многоствольные скважины эквивалентны локальному уплотнению сетки скважин обычного профиля, кратному числу стволов.
Значительная часть объема бурения боковых стволов приходится на Самотлорское, Лянторское, Приобское и Ватинское месторождения (всего около трети всех проведенных операций). В масштабе округа областью применения боковых стволов служат длительно разрабатываемые объекты, отнесенные, главным образом, к неокомским отложениям.
За счет бурения боковых стволов с начала 2000-х гг в целом по округу обеспечено 55 млн. т нефти. Годовые объемы бурения имеют тенденцию к росту - за последние 10 лет они выросли почти в 2.5 раза. Между тем, удельная эффективность новых операций в указанный период снизилась вдвое - с 5.1 до 2.61 тыс. т. В среднем накопленная добыча нефти на 1 боковой ствол оценивается в 16 тыс. т, длительность эксплуатации - 3.5 года.
Нестационарное заводнение
Технология предусматривает увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды. Это является предпосылкой для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями (участками) разной проницаемости. При этом в полуцикл повышения давления нагнетания вода из слоев с большей проницаемостью внедряется в малопроницаемые слои, а в полуцикл снижения давления нефть из малопроницаемых прослоев перемещается в высокопроницаемую часть коллектора.
Продолжительности циклов должны быть неодинаковы, возрастая с некоторого минимального значения до максимальной экономически допустимой величины. Для полного капиллярного удержания воды в пористой среде при максимально возможной скорости извлечения нефти продолжительности циклов должны возрастать по квадратичной параболе.
Технология проходила испытания на месторождениях различных нефтедобывающих районов - Урало-Поволжья, Западной Сибири, Украины, Белоруссии и т.д. Первый этап промышленного внедрения метода охватывает период с 1965 г. по 1978 г. Особенностью этого этапа является перевод на циклическое заводнение отдельных участков и блоков месторождений, циклическое заводнение осуществлялось на базе существующей системы ППД при линейном заводнении.
Процесс нестационарного нагнетания воды с целью обеспечения колебаний в пласте в основном осуществлялся делением рядов нагнетательных скважин на примерно равные группы и созданием по ним разнофазных условий нагнетания. Колебания расхода по группам скважин создавались двумя способами:
1) при безостановочной работе всех нагнетательных скважин по смежным группам попеременно создавались разные фазы расхода воды изменением давления на устье скважин; такой способ применялся на Абдрахмановской, Азнакаевской и Южно-Ромашкинской площадях Ромашкинского месторождения; на Самотлорском, Вагинском и Меги-онском месторождениях Западной Сибири;
2) при попеременном отключении смежных групп скважин - при полной остановке одних групп по другим группам обеспечивалось увеличение приемистости; такой способ был рекомендован на Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения, на участках месторождений Шаимского и Сургутского районов Западной Сибири, Украины, Самарской области. Длительность фаз противоположного знака несколько отличалась от расчетной и была равна в среднем 15 сут (полуциклы по 15 сут). Такие симметричные циклы применялись на месторождениях Урало-Поволжья, Украины, на месторождениях Правдинском и Усть-Балыкском (Солкинская площадь) Западной Сибири. На большинстве месторождений Западной Сибири длительность фазы уменьшения нагнетания была обычно меньше противоположной фазы.
Такая организация процесса удобна для рядных систем разработки; кроме того, при этом создаются условия для частичной смены направлений фильтрационных потоков.
Вместе с тем практически полностью отсутствовал резерв увеличения мощности системы ППД, в результате чего средние уровни нагнетания при циклике составляли 60...80 % доциклического уровня, что явилось отклонением от программы ОПР.
Был получен прирост добычи нефти, снижена обводненность продукции, в промысловых условиях подтвердились теоретические предпосылки применения циклического заводнения, были уточнены критерии применимости этого метода. Были выделены области параметров пластов и режимов работы скважин, при которых с высокой степенью надежности можно рассчитывать на максимальную эффективность циклического заводнения:
Для соотношения средних уровней компенсации: от 60 до 100%;
Для времени начала нестационарного воздействия: до 10 лет;
Для послойной неоднородности: более 0,5;
Для начальной нефтенасыщенности: от 55 до 75;
для средней проницаемости пласта: от 50 до 600 мД.
Применение нестационарного заводнения целесообразно на невыдержанных по площади, зонально неоднородных пластах большой площади, при сформированной системе заводнения на стадии снижающейся добычи. Данному критерию на территории ХМАО удовлетворяют пласты горизонтов АС-АВ и в меньшей степени - БС-БВ (последние выработаны в большей степени). Массовое применение гидродинамических методов отмечено в т.ч. на Федоровском, Приобском и Северо-Лабатъюганском месторождениях (25-30% мероприятий).
Всего с начала 2000-х гг вклад нестационарного заводнения в добычу нефти по округу составил 48 млн. т. При этом удельная эффективность мероприятий низкая: в последние 7 лет она составляла 300-500 т на скважинно-операцию. Падение эффективности нестационарного заводнения связано с выходом объектов, на которых оно применяется, на завершающую стадию разработки, сопровождающуюся расформированием системы заводнения.
Высоковязкой нефти
При разработке залежей высоковязких нефтей первой проблемой является быстрое, часто «прорывное» обводнение скважин на фоне низких темпов отбора и низкой выработки запасов объекта. В отсутствие интенсификации, по причине высокой вязкости нефти, а также низким величинам пластового давления (ограничивающим депрессию), входные дебиты скважин оцениваются в 0.5-1 т/сут на каждые 10 мД проницаемости. Т.е. при относительно высокой проницаемости в 100 мД дебит не превысит 10 т/сут. Наличие контактных зон ограничивает область применения гидроразрыва на пластах высоковязкой нефти, на территории ХМАО отнесенных к сеноманскому НГК. В этих условиях перспективно применение таких технологий, как нагнетание горячей воды, нагнетание водяного пара, нагнетание загущенной полимером воды, сочетание нагнетания загущенной воды и бурения скважин с пологим или горизонтальным положением ствола в пласте, а также термогазохимическое воздействие (нагнетание О 2)
При нагнетании горячей воды или пара за счет повышения температуры пластовой системы снижается вязкость нефти, уменьшается обводненность, продуктивность скважин по нефти растет. Однако данная технология имеет свои недостатки – тепловые методы воздействия эффективны только при достаточно плотной сетке скважин (до 4 га/скв. – расстояние между скважинами 200 м), кроме того, они характеризуются высокой стоимостью вследствие необходимости подогрева воды.
Другой эффективный метод воздействия – нагнетание растворов полимера. Эффект заключается в снижении темпов обводнения добывающих скважин, что достигается за счет увеличения вязкости вытесняющего агента (снижении его подвижности относительно нефти) и выравнивания фронта вытеснения – частичной изоляции высокопроницаемых промытых каналов. Обязательное условие для применения данной технологии – хорошие фильтрационно-емкостные свойства пласта для обеспечения достаточной продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Ограничением для данной технологии является температура пласта – полимеры сохраняют свои свойства при температуре не выше 90°С.
Поскольку высоковязкая нефть является тяжелой, можно выделить еще один вопрос – низкие товарные качества нефти. Следствием являются меньшая цена, большие затраты на переработку и, в итоге, низкая экономическая привлекательность разработки таких запасов. В качестве современных технологий можно предложить газовые и термогазовые методы воздействия, эффект от применения которых заключается в окислении нефти, снижении ее плотности и уменьшении доли тяжелых фракций. Кроме того, данный вид воздействия увеличивает продуктивность скважин за счет снижения вязкости нефти. Применение данной технологии требует специфического оборудования – насосно-компрессорные станции различной мощности, построение сети газопроводов, оборудование по подготовке агента воздействия.
Нефтеотдачи
Технологии физико-химического воздействия основаны на нагнетании
высокомолекулярных составов и направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет обеспечения равномерного вытеснения нефти из неоднородного продуктивного пласта. Эффект достигается за счет перераспределения потоков в пластах вследствие проникновения композиции вглубь пласта на значительные расстояния.
При нагнетании химических реагентов потокоотклоняющего свойства, в соответствии с законами подземной гидродинамики, происходит их продвижение в наиболее проницаемые прослои перфорированного интервала. В условиях разработки пласта за счет искусственного заводнения (нагнетания воды) эти прослои одновременно являются и в наибольшей степени промытыми водой. Взаимодействие нагнетаемого реагента с водой приводит к изменению гидродинамических характеристик последней и приводит к снижению ее подвижности. Соответственно, суммарный приток воды в скважину (обеспечиваемый главным образом за счет промытых прослоев) снижается без ущерба для притока нефти.
В числе технологий, основанных на физико-химическом воздействии, можно выделить нагнетание полимеров, биополимеров (БП), сшитых полимерных систем (СПС), полимердисперсных суспензий (ПДС), а также комплексное применение щелочей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров.
Наиболее широкое применение получил полимер ПАА (полиакриламид).
Полиакриламиды, используемые в полимерном заводнении, подвергаются частичному гидролизу, в результате чего анионные (отрицательно заряженные) карбоксильные группы (-COO-) оказываются разбросанными вдоль основной цепи макромолекулы. По этой причине полимеры называются частично гидролизованными полиакриламидами. Обычно степень гидролиза составляет 30-35% акриламидных мономеров; поэтому молекула частично гидролизованного полиакриламида отрицательно заряжена, что объясняет многие ее физические свойства.
Эта степень гидролиза была выбрана с таким расчетом, чтобы оптимизировать определенные свойства, как например, растворимость в воде, вязкость и удерживающую способность. Если степень гидролиза слишком мала, полимер не будет растворяться в воде. Если велика, его свойства будут слишком чувствительны к действию минерализации и жесткости.
В России потокоотклоняющие технологии применяются достаточно широко. В 2000-е годы среднегодовой охват действующего фонда ГТМ с их использованием составил 5.5%, что при численности действующих скважин порядка 90 тыс. ед. равносильно нескольким тысячам скважинно-операций в год. В то же время существует ряд проблем, препятствующих более масштабному использованию данной технологии.
Одним из факторов, ограничивающих применение полимерных технологий на месторождениях России, является высокая стоимость рабочего агента - ПАА. В настоящее время в стране используется импортный ПАА, стоимость которого составляет около 3 тыс. долл./т. Масштабы применения полимерных технологий в будущем будут определяться как возможностью снижения стоимости рабочего агента (в результате использования отечественного ПАА или альтернативного агента), так и динамикой мировых цен на нефть и налоговой политикой государства.
Кроме того, на некоторых месторождениях Западной Сибири применение полимерного заводнения имело низкую эффективность в связи с разбалансированностью системы разработки участка и низкой текущей компенсации отборов (менее 30 %). Во многих случаях было проведено недостаточное количество лабораторных испытаний, что сказалось на большом отклонении фактических данных от проектных. Кроме того, существует проблема некачественного контроля над продвижением химических реагентов в пласте.
Наконец, реагенты, используемые для физико-химического воздействия подвержены механической (под действием высоких скоростей потока) и термической деструкции. В последнем случае разрушение «гелевого» экрана происходит по мере роста температуры или в силу ее высокого начального значения. Следствием является подключение пропластка снова в разработку и отключение низкопроницаемых пропластков. Кроме того, процесс разрушения геля ускоряется за счет окислительных процессов под действием растворенного кислорода воздуха, привнесенного в систему через эжектор при дозировании ПАА в поток нагнетаемой в пласт воды.
Кроме пластовой температуры, на деструкцию полимеров также рН или жесткость воды. При нейтральном рН деструкция очень часто бывает незначительной, тогда как при очень низком или высоком рН, и особенно при высоких температурах, она бывает значительной. В случае частично гидролизованных полиакриламидов гидролиз разрушит тщательно подобранную степень гидролиза, присутствующую в исходном продукте.
Перечисленные проблемы могут быть решены использованием зарубежного опыта применения физико-химических МУН: таких его положений, как системность воздействия (вместо одиночных операций) и использование комплексных технологий – дающих эффект по нескольким направлениям и оттого менее чувствительным к неблагоприятным условиям.
Примером комплексной технологии служит одновременное нагнетание с полимерами поверхностно-активных веществ и щелочей. При этом щелочь взаимодействует с кислой нефтью, в результате чего выделяется поверхностно-активное вещество. В свою очередь, ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-вода», способствуя увеличению коэффициента вытеснения. Действие полимера аналогично эффекту традиционных физико-химических методов и выражается в уменьшении подвижности воды.
Системный характер эффекта от физико-химического воздействия достигается в тех случаях, когда оно осуществляется как модификация традиционного заводнения - с максимальным охватом нагнетательного фонда, а не отдельными краткосрочными операциями.
Специалисты концерна Shell используют технологии комплексного физико-химического воздействия на месторождениях США с 80-х годов. Первые испытания, проведенные на месторождении Уайт Касл, штат Луизиана, США, продемонстрировали эффективность технологии. Кроме того, положительный эффект в 1989 году получен на нескольких скважинах Лос-Анджелеса, где 38% нефти, оставшейся после других методов заводнения, было добыто в результате комплексного физико-химического заводнения.
На месторождениях Китая, таких как Дацин, Шенгли и Карамай, комплексное физико-химическое воздействие применяется примерно с середины 90-х годов. Воздействие осуществляется чередованием нагнетания полимерных растворов и ASP-систем в суммарных накопленных объемах, сопоставимых с поровым объемом пласта. Прирост коэффициента извлечения нефти за счет воздействия составляет 15-25%.
Получено значительное увеличение нефтедобычи с помощью комплексного физико-химического воздействия в Омане, на месторождении Мармул. Добыча на нем велась в течение 25 лет, однако извлечено было лишь 15% от запасов по причине высокой плотности и вязкости нефти. Данное обстоятельство обусловило низкую эффективность заводнения. С начала 2010 года недропользователь месторождения Мармул – компания PDO - ведет нагнетание полимерного раствора в объеме 100 тыс. баррелей (15 тыс. м3) в сутки. В планах недропользователя достичь прироста добычи на 8 тыс. баррелей (более 1 тыс. т) в сутки и повышении КИН с 15 до 25%
По другим примерам, таким как индийское месторождение Вирадж и месторождения канадской провинции Саскачеван, внедрение технологий комплексного физико-химического воздействия только начато, однако и там, несмотря на экстремальные геолого-физические условия, прогнозируется существенный прирост нефтеотдачи.
Предпочтительными для комплексного физико-химического воздействия являются пласты с высокими коллекторскими свойствами, длительно разрабатываемые с применением заводнения и содержащие нефть умеренной вязкости. При высокой вязкости нефти) необходимо сочетание физико-химического воздействия с тепловым.
Интеллектуальные» скважины
Под этим понятием в практике разработки нефтяных месторождений понимают технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов и бурения многоствольных горизонтально-разветвленных скважин. В обоих случаях цель заключается в распределении нагнетаемой воды в интервалы с низким охватом дренированием и ограничении бесполезной циркуляции воды в промытых прослоях и застойных зонах.
Известно, что одновременное нагнетание воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости, приводит к быстрому обводнению залежей, низкому охвату их воздействием и образованию водяных блокад отдельных невыработанных зон. При этом ускоренное продвижение фронта вытеснения нефти водой по высокопроницаемым пластам приводит к прорывам воды к забоям добывающих скважин и как следствие возрастают объем попутно добываемой воды и затраты на ее нагнетание. Это в лучшем случае приводит к повышению себестоимости добычи нефти, а в худшем случае - выводу обводненной скважины из эксплуатации вместе с потерей неосвоенных запасов нефти, оставшихся в низкопроницаемых пластах. Практика одновременного нагнетания воды в несколько пластов приводит также к потере информации о фактических объемах нагнетаемой воды в каждый из пластов.
Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) - запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти (а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.
Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.
Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.
Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.
В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских (аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.
Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.
Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.
У России имеются огромные по величине трудноизвлекаемые запасы нефти. По справедливости государство эти запасы нефти должно отдавать в разработку тем, у кого есть эффективная технология. Несомненно, что на начальном этапе должны быть некоторые экономические налоговые льготы. Однако, только налоговые льготы не могут неэффективную технологию превратить в эффективную, потому что слишком большим бывает различие по продуктивности у малопродуктивных и среднепродук-тивных пластов. Например, продуктивность малопродуктивных пластов ниже минимальной экономически рентабельной продуктивности в 10 - 30 раз; а максимальные налоговые льготы могут компенсировать снижение продуктивности в 2 раза, соответственно, снижение продуктивности в 5 - 15 раз останется некомпенсированным.
Показывается, что существенная интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов нефти возможна лишь при применении новых технологических и технических средств, а именно создания жестких автономных систем заводнения с дифференцированными величинами давления закачки воды, с применением специальных конструкций нагнетательных скважин из высококачественной стали, отдельных водоводов, малых БКНС.
Интересно: что мы понимаем под трудноизвлекаемыми запасами нефти. Наверное, физически эти запасы нефти вполне извлекаемые1, но экономически они неизвлекаемые, потому что экономические затраты на их извлечение превышают экономическую выручку от их реализации, потому что их извлечение является экономически убыточным. Даже если полностью отменить налоги на реализацию этой нефти, то, учитывая долю таких налогов, можно увеличить рыночную цену нефти для недропользователя вдвое. Конечно, при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти определенные налоговые льготы обязательно нужны, особенно, в начальный, наиболее рискованный период разработки. Но налоговые льготы не являются радикальным средством, даже полная отмена налогов и затрат на продажу добытой нефти не решает проблемы. Более эффективным является другое идейное направление - надо создать принципиально новую технологию и в три-пять раз и более уменьшить затраты на добычу этой нефти.
Проблема проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а именно нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности, состоит в необходимости довольно точных расчетов. Известно, что неточность расчетов приходится компенсировать резервированием части расчетной производительности. И чем больше неточность, тем больше снижается расчетная производительность, ради обеспечения необходимой 90 % - ной надежности проектных показателей. Но расчетная производительность нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности и без того крайне мала, на грани или за гранью экономической рентабельности, поэтому снижать ее некуда - значительно снижать ее нельзя. Поэтому расчеты должны выполняться с максимально возможной точностью.
При такой технологии второстепенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти не разрабатывают.
Но, чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить не просто новую систему, не просто комплекс новых методов, а такую систему и такой комплекс, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы многими другими нефтедобывающими компаниями.
В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.
Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.
Степноозерское нефтяное месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в отложениях каменноугольной системы. Специфическим в строении залежей нижнего карбона является широкое развитие эрозионных врезов как площадного, так и руслового типов.
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт.
Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти.
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти.
Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.
В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.
Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.
Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.
В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.
Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.
В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.
Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.
Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.
Изменение доли дополнительно пробуренных скважин и добычи нефти из них по горизонтам Д0 и Ai Ромашкинского месторождения.
Это можно объяснить тем, что они бурятся преимущественно с целью отбора трудноизвлекаемых запасов нефти.
Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / / НТЖ Нефтепромысловое дело.
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.
Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти – новые синтезированные российскими учеными реагенты, которые существенно повышают коэффициент извлечения «тяжелой» нефти. Они позволяют повысить коэффициент вытеснения нефти на 30 % и более.
Описание:
Эмульсии для добычи трудноизвлекаемой нефти – новые синтезированные российскими учеными реагенты, которые существенно повышают коэффициент извлечения «тяжелой» нефти.
Добыча трудноизвлекаемой нефти является одной из наиболее актуальных проблем нефтегазовой отрасли России. Она составляет 60–70 % от общего запаса ресурсов, имеющихся в стране.
тяжелая нефть
трудноизвлекаемая нефть
трудноизвлекаемые запасы нефти
добыча тяжелой нефти
переработка тяжелых нефтей
нефть легкая и тяжелая
тяжелые фракции нефти
тяжелые металлы нефти
битумы тяжелые нефти
добыча трудноизвлекаемой нефти
тяжелее нефть вода
тяжелая нефть россии
тяжелые углеводороды нефти
плотность тяжелой нефти
продукты тяжелой нефти
нефти тяжелые высоковязкие
состав тяжелых нефтей
нефть и тяжелая вода
нефть тяжелая цена
тяжелые остатки нефти
нефть тяжелых сортов
вязкость тяжелой нефти
тяжелая нефть называется
технология добычи тяжелой нефти
добыча тяжелой нефти битумов
нефтяные месторождения трудноизвлекаемой нефти
запасы тяжелой нефти в мире
нефть легче или тяжелее воды
методы добычи тяжелой нефти
запасы тяжелой нефти в россии
методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов
термошахтная добыча тяжелых высоковязких нефтей
теплогидравлический стенд для исследования транспортиования тяжелых нефтей
трудноизвлекаемая нефть свиты
болгария трудноизвлекаемые запасы нефти
физико химические свойства тяжелых нефтей рк doc
переработка тяжелой нефти м каражанбасdoc
самая тяжелая фракция нефти
тяжелая нефть фильм
срезы трудноизвлекаемая нефть
какая нефть лучше легкая или тяжелая
методы извлечения трудноизвлекаемой нефти
трудноизвлекаемая нефть баженовская свита
пример рассеяние тяжелых газов из нефти
Коэффициент востребованности 79