29. Методика определения технологической эффективности мун. Добыча нефти мун


29. Методика определения технологической эффективности мун

1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы

При применении МУН с начала разработки нефтепромыс­лового объекта и при отсутствии или недостаточном количестве фактических данных об использовании базового варианта разработки, определение дополнительной добычи нефти осуществляется с помощью технологической схемы.

Если разработка месторождения (участка) с применением МУН осуще­ствляется в полном соответствии с технологической схемой (темпы разбуривания, закачки реагента в пласт и т.д.), дополнительную добычу нефти можно определять непосредственно по технологической схеме.

В случае, если при реализации технологической схемы имеются откло­нения от принятых в ней темпов разбуривания месторождения (участка), закачки реагента в пласт и др., необходимо осуществить корректировку технологической схемы, которая заключается в расчетах соответствую­щих дополнительных вариантов: базового и с применением МУН. В от­дельных случаях может использоваться приближенная методика расчета дополнительной добычи нефти с помощью имеющихся в технологической схеме вариантов. В технологической схеме расчеты добычи нефти за счет МУН проводят­ся различными методами: с использованием нормативной удельной техно­логической эффективности, методом сопоставления с эталоном, построением физически содержательных математических моделей процесса разработки, математических моделей процесса физико-химического воздействия на пласт.

2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета

Для промысловых специалистов важно после воздействия оценить изменение добычи нефти в измеряемых на промысле величинах. Для этих целей предлагается простая экспресс-методика прямого счета для оценки эффективности МУН с использованием месячных величин добычи нефти и воды по опытному участку. Суть ее заключается в следующем.В координатах «месячная добыча нефти – время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц на 1(2) года раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берем 12(24) месяца, причем за 12-й(24-й) месяц предыстории принимаем месяц начала воздействия МУН. На график наносим точки месячной добычи нефти по месяцам предыстории и истории. Проводим вертикальную черту через месяц начала воздействия.

Далее определяем добычу нефти за 12(24) месяца предыстории и среднемесячную добычу в этот период. Проводим равную последней величине горизонтальную линию до пересечения с вертикальной чертой. Затем период предыстории второй вертикальной чертой делят на два равных полупериода, каждый длительностью 6-12 месяцев. Таким образом, период предыстории превратился графически в квадрантную диаграмму, на которой в первом квадранте а точек, во втором – б, в третьем - в и в четвертом – г точек.

Для определения наличия тренда и его надежности предлагается использовать наиболее простой критерий – коэффициент ассоциации Юла: КаЮл = (а · г – б · в)/(а · г + б · г) где а, б, в и г – количество точек в соответствующих квадрантах.

Если величина КаЮл больше 0,7, тренд считается установленным и достаточно надежным. Перебором вариантов с четным числом месяцев предыстории от 12 до 24 определяют вариант с максимальной величиной коэффициента ассоциацииЮла, который берут за основу.

Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого определяем добычу нефти за первые 6(12) месяцев и за вторые 6(12) месяцев предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину и вторую половину предистории. Графическим или расчетным путем наносим прямую тренда до пересечеия с первой вертикальной чертой (месяцем начала воздействия).

В точке пересечения определяют базовую среднемесячную добычу нефти и из нее проводят горизонтальную (параллельную оси времени) прямую на весь период истории. Таким образом, считают, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, что, естественно, занижает технологический эффект при оценке методов, осуществленных в период устойчивого падения базовой добычи.

По количеству и положению точек после начала воздействия МУН относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект и его динамика. Для количественного определения величины эффективности определяем суммарную добычу нефти после начала воздействия (за 1(2) года – … т). Отсюда опред-ся среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалось равной. Вычитая из нее базовую среднемесячную добычу, и умножением на указанное число месяцев рассчитываем дополнительную добычу нефти и ее долю от всей добычи нефти после воздействия, а также удельный технологический эффект (… т/т).

Эта методика может применяться для экспрессной оценки не только МУН, но и методов стимуляции скважин, а также остальных ГТМ, проводимых на нефтяных месторождениях. Ею можно пользоваться, но надо учитывать, что она занижает эффект от МУН, так как не учитывает падения добычи нефти при разработке залежи без МУН.

3) Расчет дополнительной добычи нефти по кривым вытеснения. Под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной добычи жидкости или воды при различных модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются: 1)простота применения данного метода прогноза; 2)извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, без предварительного значения балансовых запасов и проектного коэффициента извлечения нефти, определение которых в отдельных случаях затруднительно.

Последовательность оценки эффективности геолого-технологических мероприятий с применением характеристик вытеснения: Необходимо выбрать продолжительность анализируемой предыстории, критерием длительности служит корреляция при максимально длительной предыстории. Необходимо выбрать одну или несколько характеристик вытеснения. Коэффициенты, входящие в уравнения определяются по методу наименьших квадратов, лучше использовать линейные зависимости.

Осуществляется экстраполяция и расчет технологического эффекта (если оценивается эффективность ГТН).

НАПРИМЕР 1.По кривым обводнения Сазонова: Qн= - a•ln(QЖ)+b 2. По кривым обводнения Камбарова: Qн= -a• (1/Qж) + b 3. По кривым обводнения Максимова: QН= a•ln(QВ)-b

studfiles.net

России нужна эффективная стратегия развития нефтяной отрасли - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Russia needs an efficient oil industry development strategy

– В постперестроечный период, вплоть до 2000 г., коэффициент извлечения нефти (КИН) падал. Лишь в 2000 г. наметилась стабилизация, обозначился рост и ныне, по документам ЦКР, средний показатель КИН по России зафиксирован на уровне 38%. Однако некоторые известные нефтяники утверждают, что КИН в стране падает, и называют значительно меньшие цифры. – Для нефтегазовой отрасли России характерны три основные долговременные негативные тенденции, которые вызывают особую тревогу. Прежде всего это отставание в течение длительного периода воспроизводства сырьевой базы российской нефтедобычи, как за счет разведки новых месторождений, так и за счет инновационного развития и внедрения современных МУН, т. е. увеличение добычи нефти не компенсируется приростом извлекаемых запасов. Во-вторых, многолетняя интенсивная выборочная отработка нефтяными компаниями высокопродуктивных (активных) запасов или, по меткому выражению В.В. Путина, «снятие сливок», которое позволило не только быстро нарастить добычу нефти в стране, но и минимизировать затраты на нее. При этом данный процесс сопровождался значительным увеличением доли трудноизвлекаемых запасов и низкой эффективностью их разработки традиционными методами. Нужно отметить, что ускоренный рост добычи нефти был необходим и государству – для преодоления экономического кризиса. Поэтому не увеличение нефтеотдачи, а интенсификация добычи нефти была приоритетной в государственной политике вплоть до 2005 – 2006 гг., когда стала очевидной кризисная ситуация в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи и ее возможности по обеспечению поддержания высоких уровней добычи нефти. Как и следовало ожидать, вследствие совокупного влияния негативных процессов за последние два десятилетия обеспеченность добычи нефти доказанными извлекаемыми запасами снизилась до 17 – 18 лет. При этом доля активных запасов уменьшилась до 30%, средняя степень их выработки достигла 70%. В свою очередь доля трудноизвлекаемых запасов выросла до 70%. В-третьих, продолжается многолетняя негативная тенденция снижения проектной нефтеотдачи – основного показателя рационального использования сырьевой базы нефтедобычи. Средняя ее величина в последние 15 лет составляет 27 – 29% и в настоящее время не превышает 30%, что является одним из самых низких показателей в мировой практике нефтедобычи. В то же время некоторые специалисты-нефтяники продолжают утверждать обратное, т. е увеличение данного показателя в 2010 г. до 37 – 38%, что противоречит ориентирам утвержденной Правительством РФ Энергетической стратегии России на период до 2030 года (Энергетическая стратегия). В соответствии с этим документом проектная нефтеотдача в 2008 г. составляла 30% (а не 38%). Более того, согласно долгосрочным ориентирам Энергетической стратегии, проектную нефтеотдачу предполагается увеличить до 35 – 37% в 2030 г. В этой связи следует подчеркнуть, что снижение проектной нефтеотдачи объясняется не столько ухудшением структуры запасов и увеличением их трудноизвлекаемой доли. Главная причина – в том, что для разработки таких запасов не применяются адекватные современные МУН (тепловые, газовые, химические, микробиологические), способные обеспечить конечную нефтеотдачу до 70%. Именно невостребованность современных МУН является основной причиной снижения нефтеотдачи, а без их применения ее кардинальное повышение невозможно, особенно для трудноизвлекаемых запасов. Отсутствие целенаправленных работ по масштабному применению МУН является фактором, снижающим конкурентоспособность нефтяных компаний во внешнеэкономической деятельности.По существу, главная проблема в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи связана с отсутствием цивилизованной государственной системы управления рациональной разработкой месторождений нефти и, как следствие, отсутствием эффективной стратегии развития отрасли, а именно программного подхода к преодолению указанных выше негативных процессов. – О чем, в этом плане, свидетельствует опыт мировой нефтедобычи?– Согласно мировому опыту, проблема воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи решается через реализацию и развитие двух государственных программ – прироста запасов за счет разведки новых месторождений и прироста извлекаемых запасов за счет модернизации нефтедобычи на основе инновационного развития и промышленного освоения современных МУН.Во многих нефтедобывающих странах мира (США, Канаде, Венесуэле, Норвегии, Китае, Индонезии, Казахстане и др.) для реализации таких программ на этапе промысловых испытаний и освоения современных МУН государством предоставляются специальные существенные экономические стимулы, вплоть до налоговых каникул. Дело в том, что технологии повышения нефтеотдачи зачастую очень дороги именно на этапе их промысловых испытаний и освоения. Однако на этапе широкомасштабного внедрения стоимость этих технологий существенно снижается, и они становятся доступными для всей нефтедобывающей отрасли. Так, в Канаде промышленная реализация программы создания и внедрения тепловых МУН для разработки нетрадиционных ресурсов – битуминозных месторождений позволила увеличить объем доказанных (рентабельных) запасов нефти в 2003 г. в 35 раз и довести их до 24,5 млрд тонн, что позволило стране выйти по этому показателю на второе место в мире. В США основная цель финансовой поддержки и налоговых льгот – это поощрить компании за высокие финансовые затраты и технические риски при применении МУН по сравнению с традиционными методами добычи, в первую очередь, на этапе их промысловых испытаний. Без поддержки государства рентабельность подобных проектов окажется под вопросом, и нефтяные компании не будут заниматься ими, в результате остановятся исследования и внедрение новых технологий. Без применения МУН в пластах остается значительное количество неизвлеченной нефти, что нерационально, с точки зрения государственной политики использования недр. Поэтому, благодаря успешной реализации в США программы промысловых испытаний и промышленного применения современных МУН, на протяжении более 15 лет за счет постоянного роста нефтеотдачи удается поддерживать практически постоянный объем доказанных извлекаемых запасов нефти: на уровне примерно 3 млрд тонн, что обеспечивает стабильно высокий уровень добычи нефти.В связи с тем, что финансировать все новые проекты МУН не представляется возможным, Министерство энергетики США периодически объявляет конкурсы проектов по промысловым испытаниям и освоению современных технологий повышения нефтеотдачи. Проекты-победители и, соответственно, компании, реализующие их, получают финансовые преференции правительства через Министерство энергетики.При этом роль министерства не сводится лишь к поддержке определенной компании при проведении исследований и пилотных испытаний. Конечной целью являются распространение новой технологии и повышение технологического уровня отрасли в целом.Фискальная система и система контроля со стороны государства одновременно не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной выработки активных запасов. Недропользователи, не применяющие современные МУН для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, полностью платят налоги, к тому же понижается стоимость акций их компаний. В США недропользователи обязаны ежегодно проводить аудит запасов, информируя о его результатах Федеральную комиссию по биржам и ценным бумагам (SEC). Это требование уже свидетельствует о серьезном отношении государства к развитию и применению современных МУН и их приоритетному направлению в развитии мировой нефтедобычи! – Каковы, по вашему мнению, реальные пути преодоления негативных процессов в российском нефтедобывающем комплексе?– Анализ причин негативных процессов в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи в России показывает, что кардинально решить проблему падения российской добычи нефти в ближайшей перспективе только за счет открытия и ввода в разработку новых месторождений в Восточной Сибири и на континентальном шельфе невозможно. Рост нефтедобычи и развитие объектов инфраструктуры в этих труднодоступных регионах требуют многолетней подготовки к реализации весьма высокозатратных проектов. Так, себестоимость добычи нефти на большинстве новых шельфовых проектов будет в несколько раз выше, чем на освоенных и разрабатываемых месторождениях с развитой инфраструктурой. Если добыча нефти на Ямале и в Западной Сибири обходится в среднем в 30 долл. за тонну, то на Ванкорском месторождении, с учетом инфраструктурных затрат, – 80 долл., на «Сахалине-1» – 200 – 300 долл. за тонну, а на Арктическом шельфе затраты составят 500 – 700 долл/т. Эти данные были озвучены в докладе президента ОАО «Роснефть» на Международном форуме «ТЭК России в XXI веке» в 2009 г. В свою очередь, при разработке битуминозных песчаников в Канаде себестоимость добычи нефти составляет порядка 50 – 70 долл/т. А по данным ОАО «ПечорНИПИнефть», при разработке Ярегского месторождения термошахтным способом, с применением уже освоенных МУН в промышленных масштабах, – не превышает 40 долл/т.В этой связи возрастает актуальность решения двух взаимосвязанных проблем.Речь идет о восстановлении успешно функционировавшей в нашей стране в 1985 – 1991 гг. программы воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи на основе инновационного развития, промысловых испытаний и освоения современных отечественных МУН. Роль головной научно-технологической организации по формированию и реализации данной программы успешно осуществлял МНТК «Нефтеотдача». За короткий период дополнительная добыча нефти за счет применения современных МУН увеличилась в 4 раза и достигла внушительной для того времени величины порядка 12 млн тонн. Однако после развала страны программа инновационного развития была свернута и, в конечном итоге, невостребованность современных МУН наряду со значительным ростом трудноизвлекаемых запасов и привели к падению проектной нефтеотдачи в стране до 30%.В свою очередь успешность реализации данной программы непосредственно связана со своевременным формированием государственного механизма и нормативно-правовых актов экономического стимулирования реализации проектов испытаний и освоения современных прорывных МУН (тепловых, газовых, химических, микробиологических). Таким образом, очевидна необходимость реализации основных положений Концепции программы преодоления падения нефтеотдачи (Концепция), разработанной в 2003 – 2006 гг. специалистами ОАО «Зарубежнефть» совместно с представителями органов законодательной и исполнительной власти, нефтяных компаний и научно-исследовательских организаций. – Кстати, актуальны ли сегодня разработанные ранее «Зарубежнефтью» совместно с нефтяными компаниями, региональными и федеральными органами власти предложения по совершенствованию нормативно-правовой базы и сама Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи в России? Какова цена откладывания решения этой проблемы?– Прежде всего следует отметить, что основная цель Концепции направлена на максимально быстрое преодоление негативных процессов в использовании ресурсной базы нефтедобычи – национального достояния страны. Степень использования запасов нефти в нашей стране в настоящее время значительно отстает от передовых показателей, а накопленный в отечественной и мировой практике научно-технический потенциал современных методов увеличения нефтеотдачи сегодня не востребован. В свою очередь невостребованность современных МУН негативно сказывается и на конкурентоспособности нефтяных компаний во внешнеэкономической деятельности. Именно поэтому в соответствии с Указом Президента Российской Федерации В.В. Путина №137 от 03 февраля 2004 г. «О преобразовании государственного предприятия «Российское внешнеэкономическое объединение «Зарубежнефть» в открытое акционерное общество» ОАО «Зарубежнефть» нашей компании, в числе основных приоритетных направлений инновационного развития, были определены применение передовых отечественных технологий при разработке нефтегазовых месторождений и отработка современных МУН в целях расширения эксп

burneft.ru

Мун на месторождениях вязких нефтей Канады.

Месторождения Канады характеризуются высокой предсказуемостью (90% для эксплуатационного бурения). Чаше газовая шапка отсутствует. Вязкость нефтей колеблется от 2000 сПз до 100 000 сПз. Для нефтей менее 10000 сПз основным методом добычи является холодная добыча с песком. Месторождения работают, как правило, на истощении, с применением винтовых забойных двигателей. Обычно вынос песка з течение первых 3-4 месяцев достигает 60%. затем содержание песка падает, производится подъем, замена оборудования, спускается новый насос. Термические методы применяются при вязкости более 100 000 сПз.

В случае если холодная добыча оказывается неэффективной, то применяется либо добыча за счет гравитации (SAGD), либо закачка специальных агентов-расширителей (VAPEX). Последний способ значительно дешевле, поскольку не требует закачки пара с поверхности. Объединением этих двух методик является SAS, когда в скважину закачивается и расширяющийся агент и пар. Методы рекомендованы для тонких пластов или пластов с подошвенной водой, когда энергии пласта недостаточно. Однако необходима хорошая гидродинамическая связанность двух горизонтальных скважин. В случае если между скважинами имеются глинистые перемычки, высока вероятность, что методы себя не оправдают. В отличие от геологии Русского месторождения, канадские аналоги имеют малую расчлененность.

На Русском данные методы можно рекомендовать только для зон с проблематичными запасами, имеющими значительную газовую шапку и подошвенную воду, но не как основной метод воздействия.

Мун на месторождениях вязких нефтей Китая.

Месторождения Китая сложены, в основном, прибрежно-морскими фациями. Преобладают дельтовые и озерные конуса выноса. Хотя вязкости не столь высоки, как, например в Канаде, преобладающим методом является паротепловое воздействие, на его долю приходится 85% всех МУН. Основной причиной, по которой наиболее часто применяется паротепловое воздействие, является малая эффективность применения циклической закачки. Часто в результате использования этого метода происходило резкое падение добычи без ее последующего восстановления, что было связано с недостаточной энергией пласта. OSR (отношение добытой нефти к объему закаченного пара) составляло 0.49 — 0.1663.

Паротепловое воздействие позволило добиться экономически приемлемых результатов. Были выделены ограничения, в случае которых данный метод не рекомендован. К ним относятся:

  • неоднородность пласта:

  • высокая вертикальная анизотропия;

  • латеральная неоднородность (особенно в условиях русловой седиментации).

Следует отметить, что после применения циклической закачки пара этот метод также малоэффективен. На месторождении Русское не соблюдаются и прочие ограничения. Залежь обладает высокой расчлененностью, из чего следует слабый охват по вертикали в случае применения данного метода.

Наиболее успешным применение данного метода могло бы быть в зоне нефтяной оторочки, не покрытой газовой шапкой. Однако подошвенная вода в этой части месторождения обладает максимальными эффективными толщинами. Эффективность применения паротеплового воздействия может быть снижения за счет высокой теплоемкости воды.

studfiles.net