О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи. Кин нефти это


Слово о КИНе (коэффициенте извлечения нефти) - 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

(коэффициенте извлечения нефти)

A word about oil recovery factor

Y. Baturin, Director of Tyumen Department of SurgutNIPIneft

Предложены рекомендации по обоснованию рационального определения КИН.

He provides recommendations for justification of rational definition of oil recovery factor.

При подсчете запасов и проектировании систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений используется несколько методов определения КИН.

Метод аналогии

Его достоинства – быстрота и простота определения, недостатки – низкая достоверность искомой величины в силу отсутствия в природе одинаковых по строению и условиям разработки залежей нефти и конечных по ним КИН. Широко применяется в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по ресурсам для корректировки КИН, обоснованных недропользователями.

Эмпирико-статистические методы

Рекомендованы к применению РД 153-39.1-004-96, им присущи недостатки метода аналогии, в связи с чем они ограниченно использовались до середины 90-х годов в качестве вспомогательных методов.

Эмпирико-аналитический метод

КИН = Квыт • Кохв • Кзав(Кзам)      (1)где Квыт – коэффициент вытеснения;Кохв – коэффициент охвата;Кзав(Кзам) – коэффициент заводнения (замещения).Квыт – это отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом-вытеснителем (в лабораторных условиях) из колонки репрезентативных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе разработки градиенте давления и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывке, к начальному объему нефти в колонке образцов.Определяется по ОСТ 39-195-86.Квыт характеризует влияние микронеоднородности строения коллектора на эффективность вытеснения рабочим агентом нефти из микрообъема пласта и, посути, дает представление о потенциальном значении КИН рассматриваемой технологии нефтеизвлечения с поддержанием пластового давления. Определяют Квыт (в соответствии с отраслевым стандартом) при скоростях продвижения воды 0,5÷3,0 м/сут.Применительно к продуктивным пластам месторождений Западной Сибири Квыт зависит от начальной нефтенасыщенности (проницаемости) пород (рис. 1, 2) и линейной скорости фильтрации (рис. 3). Полученные зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной и линейной скорости фильтрации имеют вид:Для пластов группы ЮКон = 19 + (Кн - 30) • (0,244 - 0,286 • lg Vлин),    (2)Для пластов группы БКон = 26 + (Кн - 30) • (0,210 - 0,153 • lg Vлин),    (3)Для пластов группы АКон = 20 + (Кн - 30) • (0,312 - 0,415 • lg Vлин),    (4)где Кн – начальная нефтенасыщенность;Vлин – линейная скорость фильтрации.Кохв – отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды) к ее общему объему. Характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации – т. е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.Применительно к условиям месторождений Западной Сибири Кохвопределяют по методикам В.А. Бадьянова (1971) или А.Н. Юрьева (1987), рис. 4.Кзав(Кзам) – отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом. Коэффициент заводнения (замещения) зависит от неоднородности фильтрационных потоков (чем она выше, тем он меньше) и доли вытесняющего агента в продукции скважин, устанавливаемой по экономическим соображениям (чем она выше, тем больше Кзав(Кзам). Наиболее просто Кзав(Кзам) определить по аналитической методике В.Д. Лысенко (1975), рис. 5.Подсчет запасов и проектирование систем разработки месторождений с применением эмпирико-аналитического метода проводились до середины 90-х годов (до момента появления детерминированного метода).

Рис. 1. Зависимость коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности

Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности от газопроницаемости

Рис. 3. Изменение содержания текущей нефтенасыщенности в зависимости от объема прокачки воды и линейной скорости фильтрации для двух моделей пластов группы Б

Рис. 4. Зависимость Кохв от коэффициента песчанистости Р и расстояния между зонами отбора и нагнетания

Рис. 5. Зависимость коэффициента заводнения от обводненности отключения скважин и неоднородности строения ЭО

Детерминированный метод

,    (5)

где Qд – добытая из эксплуатационного объекта за срок его разработки нефть;Qзап – извлекаемые запасы эксплуатационного объекта, числящиеся на государственном балансе.Метод был рекомендован к применению руководящими документами РД 153-39-007-96 («Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений») и РД 153-39.0-047-00 («Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»).Действующим руководящим документом по подсчету запасов и проектированию систем разработки месторождений на базе детерминированного метода являются «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. №61), предусматривающие обоснование КИН с применением цифровых фильтрационных моделей (ЦФМ).Встает вопрос: возможно ли с применением «Методических рекомендаций...» объективно обосновать КИН?1. В «Методических рекомендациях...» говорится: «...основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассмотренных, является добыча находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов...». Как видно, в критерии рациональности проигнорирована экономическая составляющая нефтеизвлечения. Без учета экономики возможно извлечь сырьевые ресурсы в объеме 100%. Другими словами, при отсутствии экономических ограничений и утверждении коэффициента извлечения нефти государством, объективно обосновать КИН невозможно.2. Определенную лепту в необъективность утверждаемых КИН вносит решение проводить их обоснование с применением ЦФМ. Как известно, постановка КИН на государственный баланс производится по информации с недоразведанного месторождения, когда в полной мере неизвестно его геологическое строение. К чему это приводит, проследим на гипотетическом примере.Известно гипотетическое месторождение, общий вид ЦФМ которого представлен на рис. 6. В табл. приведены исходные данные для технологических расчетов. На рис. 7 изображены четыре стадии разбуренности месторождения: от его открытия поисковой скважиной 41 (1) до плотной эксплуатационной сетки (4).

Рис. 6. Общий вид модели

Рис. 7. Степень разведанности

Табл. Исходные данные для технологических расчетов

В зависимости от разбуренности месторождения представление о его геологическом строении изображено на рис. 8. На рис. 9 показана динамика отбора нефти, из которой видно, что обоснование КИН по информации из недоразведанного месторождения завысило реальный КИН на 35 %. И этот КИН был бы поставлен на государственный баланс.

Рис. 8. Геологический разрез по линии скважин 37–45

Рис. 9. Динамика отбора нефти без учета прерывистости

3. На месторождении, разбуренном конечной сеткой скважин, реальный масштаб неоднородности может быть меньше расстояний между скважинами, что, естественно, приведет к завышению КИН. Завышает КИН также трансформация более детальной геологической модели в менее детальную (сглаженную) фильтрационную. Таким образом, с применением действующего руководящего документа по подсчету запасов и проектированию разработки месторождений невозможно объективно обосновать ни рациональную систему разработки месторождения, ни КИН. Как результат в 2010 г. было приращено в России за счет увеличения КИН и поставлено на государственный баланс ~ 750 млн тонн фантомных извлекаемых запасов нефти.Как быть и что делать дальше?Наши предложения следующие.1. В соответствии со статьями 22, п.1 и 24 Закона «О недрах» незамедлительно ввести в действие взамен «Методических рекомендаций...» Национальный стандарт Российской Федерации «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки» (ГОСТ Р 53710 – 2009), в котором устранены все недостатки «Методических рекомендаций...».2. Просить Министерство природных ресурсов и экологии РФ выступить с инициативой замены плоской системы налогообложения добычи нефти на предложенную нами на конференции 9 – 10 ноября 2010 г. в ЦКР Роснедр по УВС, максимизирующую доходы государства и недропользователя.3. Запретить обоснование КИН недоразведанных месторождений с применением зарубежных и отечественных ЦФМ, не учитывающих реальную неоднородность продуктивных отложений.В качестве примера на рис. 10 представлено моделирование разработки рассмотренного выше гипотетического месторождения с применением ПК «Техсхема». Из рисунка видно, что даже по результатам бурения только поисковой скважины получена несмещенная оценка КИН. 4. На период разработки недоразведанных месторождений целесообразно реанимировать обоснование КИН с применением эмпирико-аналитических методов.

Рис. 10. Влияние прерывистости на добычу нефти (КИН)

Комментарии посетителей сайта

burneft.ru

О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи - 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

Current oil production state, oil recovery factor and enchanced oil recovery methods

  1. 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. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?

    В настоящее время около 40% мирового потребления топливно-энергетических ресурсов составляет нефть. Создание новых крупных мощностей, способных существенно изменить как структуру добычи, так и структуру потребления этих ресурсов, требует значительных инвестиций и времени. Поэтому можно уверенно прогнозировать на ближайшие 15 – 20 лет сохранение жизненно важных стабильных поставок нефти для развития мировой экономики. Стабилизация и рост экономики России во многом определяются эффективной и устойчивой работой нефтяной промышленности, которая наряду с газовой отраслью способна обеспечить потребности не только внутреннего, но и внешнего рынка.Однако за 60 лет промышленной разработки нефтяных месторождений их основные эксплуатационные объекты находятся в поздней стадии, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. Наметилась четкая негативная тенденция: истощение традиционных запасов нефти и снижение темпов роста ее добычи (рис. 1). Темпы роста добычи нефти в России снизились с 11% в 2003 г. до 2,2% в 2007 г. и продолжают снижаться: объем добычи нефти за восемь месяцев 2008 г. по отношению к соответствующему периоду 2007 г. уменьшился на 0,56%.Снижение темпов роста добычи происходит на фоне роста объемов бурения и роста капитальных затрат нефтяных компаний, что свидетельствует об ухудшении минерально-сырьевой базы. Одновременно произошло ухудшение качества запасов нефти в России (рис. 2).

    Рис. 2. Запасы нефти в РоссииА. Прирост запасов и добыча нефти, млн т.Б. Ухудшение качества запасов

    За период 1995 – 2007 гг. превышение добычи нефти над приростом запасов за счет ГРР составило около 1,3 млрд тонн. Ухудшается структура текущих промышленных запасов углеводородов в основных нефтегазодобывающих регионах. Прирост запасов углеводородов в основном достигается за счет доразведки и переоценки старых месторождений. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены, в основном, в средних и мелких месторождениях.В создавшихся условиях ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти сопряжен с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом резко падает, т. к. вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы. Более привлекательным и экономически оправданным является создание высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах. Это внесет существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях.Большую сложность при разработке методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов представляют исследование и идентификация свойств остаточных после заводнения нефтей и характеристик техногенных изменений коллектора. Разнообразие, сложность и слабая изученность геолого-физических характеристик в межскважинных интервалах на объектах применения, а также невозможность точного моделирования совокупности внутрипластовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях требуют обязательного включения в комплекс промысловых испытаний. Разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи тесно связана и с проблемой технологической эффективности при промысловой реализации метода, т. к. эти результаты являются базой для экономической оценки и определения целесообразности промышленного применения технологий.Для создания и эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов необходимо комплексное решение указанных задач.Полнота процесса извлечения нефти определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе этот процесс принято количественно оценивать коэффициентом вытеснения Квыт. (определяемым обычно в лабораторных условиях), а в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением Кохв. В общем случае микромасштабные результаты, т. е. Квыт., переносятся на масштабы объекта разработки для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) в соответствии с формулой Крылова:    (1)

    или

        (2)

    где Qдоб. – объем добытой нефти; Квыт·Qгеол.зап. объемы извлекаемой (подвижной) нефти, зависящие от свойств вытесняющей жидкости; КИН/Квыт. – коэффициент извлечения нефти как доля начальных извлекаемых запасов (НИЗ), который численно равен коэффициенту охвата. Некоторые авторы для более детальной оценки КИН вводят в формулы (1), (2) дополнительные сомножители, такие как коэффициент сетки скважины, коэффициент заводнения и др. Другие авторы предлагают суммировать КИН при переходе от одной технологии воздействия на пласт к другой, что вряд ли корректно. Например, при прекращении заводнения и переходе к закачке другого реагента процесс продвижения воды по пласту продолжается некоторое время. Дискуссия по поводу расчета КИН носит скорее методический характер и показывает, что при переходе от технологии заводнения к какой-либо другой необходимо учитывать специфику механизмов соответствующего процесса вытеснения нефти.Наша позиция близка к точке зрения Н.Н. Лисовского, который считал, что коэффициент охвата является основным показателем проекта разработки. Но при этом надо понимать, что как проектный, так и текущий КИН зависит от точности подсчета геологических запасов, точности измерения дебита, забойных давлений, от изменения характеристик коллектора и свойств флюидов в процессе эксплуатации.

  2. Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?

    Современное состояние нефтедобычи. Главным центром нефтяной промышленности России является Западная Сибирь, где, начиная с середины 1980-х гг., добывается 67 – 72% российской нефти. Основным нефтедобывающим регионом Западной Сибири является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), в котором добывается более 80% нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе и Томской области (табл.).

    Табл. Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2007 гг.

    В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют восемь вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний – Газпром (включая активы компаний «Газпром нефть» и «Славнефть»), «Роснефть», ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР (включая активы «Славнефти»), «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть» – и более 150 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, а также операторы соглашений о разделе продукции (СРП).Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках и завершению в основном процесса формирования новой институциональной среды рост добычи и переработки нефти в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем это предполагалось в самых оптимистичных вариантах утвержденной Правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 года» (распоряжение 1234-р от 28.08.2003). На сегодняшний день начата добыча нефти из новых крупных месторождений, в т. ч. на Верхнечонском и Талаканском. Активно осваиваются месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной области, где годовая добыча превысила 25 млн тонн, запасы на шельфе острова Сахалин («Сахалин 1» и «Сахалин 2»).Бурное развитие нефтедобычи в последние годы обострило существующие негативные тенденции в нефтедобыче, состоящие в следующем:А. Истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и месторождений Волго-Уральской области, а также на Северном КавказеВ последние годы дебиты нефтяных скважин имели устойчивую тенденцию к снижению по некоторым оценкам до 7,8 тонн в 2007 г. По прогнозу средний дебит эксплуатационных скважин будет снижаться и далее и может составить к 2030 г. всего лишь 5,39 т/сут.Осваиваемые месторождения на северо-западе европейской части и в Восточной Сибири имеют изначально более низкую продуктивность, чем для месторождений Западной Сибири: дебит новых скважин не превышает 25 – 30 т/сут.Истощение запасов обусловило замедление темпов роста добычи нефти в 2006 – 2007 гг. и проявление тенденций к снижению уровней добычи нефти в ряде крупных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании опубликовали достаточно низкие прогнозы роста добычи нефти, которые отражают исчерпание возможностей роста добычи на эксплуатируемых объектах. ТНК-ВР прогнозирует, что в 2008 г. ее добыча составит около 70 млн тонн (2007 г. – 69,5 млн тонн, рост 0,7%), «Газпром нефть» – 33,5 млн тонн (2007 г. – 32,6 млн тонн, рост 2,8%), «Татнефть» – 25,7 млн тонн (2007 г. – также 25,7 млн тонн, рост 0%). B. Нерациональное использование имеющихся запасов в результате их «разубоживания»Несовершенство налогового законодательства привело к выборочной обработке запасов из наиболее продуктивных зон разрабатываемых месторождений. Традиционно разработка нефтяных месторождений осуществлялась с использованием относительно редкой сетки скважин 25 – 30 га/СКВ и более. В проектных документах каждая скважина обязана выработать определенную долю запасов. Однако в настоящее время в отрасли простаивает 32,4 тыс. нефтяных эксплуатационных скважин. В условиях ныне существенно снизившихся цен на нефть нефтяные компании считают экономически нецелесообразным эксплуатировать скважины с дебитами менее 3 т/сут, не заботясь о потерях в текущей добыче нефти и о ее конечной нефтеотдаче. Все это приводит к росту объемов невыработанных запасов.В США благодаря гибкой налоговой политике в течение более чем 50 лет поддерживается высокий уровень добычи нефти: 350 – 400 млн тонн в год, хотя средний дебит 583 тыс. действующих нефтяных скважин не превышает 1,5 т/сут, а 75% эксплуатационного фонда нефтяных скважин работает с дебитом менее 1 т/сут.С. Неудовлетворительная деятельность большинства нефтяных компаний по воспроизводству минерально-сырьевой базыВоспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) не соответствовало и продолжает не соответствовать быстро растущей добыче нефти, сократились абсолютные объемы геологоразведочных работ (ГРР), основные приросты запасов происходили на разрабатываемых месторождениях, в т. ч. за счет переоценки коэффициентов извлечения нефти (КИН). В большинстве нефтегазоносных провинций России за последние десятилетия не было открыто ни одного крупного месторождения. Связано это с тем, что поисковые работы проводились только на распределенном фонде недр и были направлены на выявление месторождений-сателлитов вблизи выявленных ранее гигантов. В период 1991 – 2007 гг. в Российской Федерации добыча нефти превзошла прирост запасов на 1 млрд 252 млн тонн.D. Нересурсосберегающие системы разработкиПринятые на сегодняшний день системы разработки опираются, в основном, на использование заводнения (вторичные методы) с регулярными системами расстановки скважин. Часто системы разработки спроектированы и реализуются без учета индивидуальных геолого-физических особенностей конкретных месторо

burneft.ru

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

КИН – это разность между начальной и остаточной нефтенасыщенностью, отнесенная к начальной:

КИН = (Кнач-Кост)/Кнач

На КИН влияют многие факторы:

  • режим работы пласта,
  • применяемая система разработки,
  • физико-химические свойства нефти и воды.

В неоднородном пласте КИН меньше, чем в однородном (по мощности и проницаемости).

При водонапорном режиме можно определить через коэффициент вытеснения :

К = КИНкон*Кохв

В конечном счете КИН зависит от скорости вытеснения нефти водой. Для одних пластов одна скорость может оказаться достаточной, для других – в зависимости от свойств нефтесодержащих пластов и пластовых жидкостей – недостаточной.

Согласно экспериментальным и промысловым данным установлено, что при прочих условиях водонапорный режим характеризуется наибольшими КИН – 0,6 – 0,7.

При газонапорных режимах КИН несколько ниже, чем при водонапорных – 0,4.

Еще более низкими значениями КИН характеризуется гравитационный режим – 0,1 – 0,2, хотя теоретически конечный КИН может быть на уровне 0,5.

Наиболее низкими КИН характеризуются пласта, разрабатывающиеся на режиме растворенного газа –0,1 – 0,15.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды.

Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:

физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;

термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа*с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторов – более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды:

снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью,

уменьшается краевой угол смачивания и т.д.

Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа*с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм2, температуре пласта до 700 С.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости – раствора полимера, а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора: легкая углеводородная жидкость+пресная вода+поверхностно-активные вещества+стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из обводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа*с, поскольку при более высокой вязкости требуется большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-900С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения - в Удмуртии этот барьер преодолен). Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород. Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения КИН из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Лекция 6 проблемы происхождения нефти и газа

Запасами нефти, газа или конденсата называется их количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах изучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определением можно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока, любой части каждого из указанных геологических тел, месторождения, группы месторождений и т.п. Процедуру определения количества УВ называют подсчетом запасов.

Запасы нефти и газа ‑ важнейший показатель значимости залежи, месторождения, района и т.п.

В настоящее время в стране действует Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденная в 1983г.

Категории запасов ‑ интегральный показатель степени изученности и подготовленности залежи или ее части к разработке.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1и предварительно оцененные ‑категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные ‑ категория С3и прогнозные ‑категории Д1 и Д2.

Согласно действующей Классификации, запасы месторождений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую экономически целесообразно извлечь из пласта при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.

Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.

Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые) запасы УВ ‑ это запасы залежи или месторождения начала разработки. Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы ‑ это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.

Подсчетом начальных запасов завершается цикл геологоразведочных работ и начинается этап подготовки залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку.

Очевидно, что запасы нефти и газа представляют собой величину, производную от формы и внутренней структуры залежи. Поэтому достоверность оценки запасов не только количественно, но и с точки зрения условий их извлечения в процессе разработки зависит от того, насколько правильно составлена статическая модель залежи. При подсчете запасов должна быть оценена степень сложности условий залегания нефти и газа, выявлены такие особенности строения залежей, которые играют значительную роль при выборе системы разработки и неучёт которых может существенно сказаться на технико-экономических показателях разработки, и в первую очередь на величине коэффициента извлечения нефти.

Подсчет запасов ‑ одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии, при решении которой изучают внутреннюю структуру подсчетного объекта, выделяют его геологические тела и изучают их свойства, положение границ и взаимосвязь Он служит основой для выделения балансовых, забалансовых и извлекаемых запасов, а также для составления технологической схемы разработки. Важную роль играет пересчет начальных запасов в процессе разработки, выполняемый, как правило, в условиях, когда по залежи накоплен уже большой объем геологической информации и имеется значительный опыт ее эксплуатации. Пересчет производится обычно перед составлением каждого нового проектного документа на дальнейшую разработку. Обобщение геологической информации при пересчете позволяет детализировать статическую модель залежи. Это дает возможность внести в принятую систему разработки необходимые коррективы, способствующие повышению ее эффективности.

Таблица 4

Оценочные и подсчетные объекты ресурсов и запасов нефти и

газа

Этапы

Стадии геологоразведочных работ и разработки

Изучаемый объект

Категории ресурсов или запасов

Региональный

Прогнозирование нефтегазонос-ности

Нефтегазоперспективная и нефтегазонос-

ная провинция или область Нефтегазопер-

спективный район

Д2

Д2

Оценка зон нефтегазонакопле-ния

Нефтегазоперспективная зона и зона неф-тегазонакопления

Д1

Поисковый

Выявление и подготов­ка объектов для поиско­вого бурения

Выявление объекта

Нефтегазоперспективный район..Нефтега-зоперспективная зона нефтегазоносного района

Д2

Д1

Подготовка объектов для бурения

Выявленная ловушка в нефтегазоперспек-тивном районе

Д2

Выявленная ловушка в нефтегазоперспек-тивной зоне нефтегазоносного района

Д1

Выявленная ловушка в структурно-фаци-альной зоне, в пределах которой установ-лены залежи

Сз

Поиск месторождения

(залежи)

Подготовленная ловушка

С2 и

частично С1

Разведочный

Оценка месторождений

(залежей)

Открытое месторождение и выявленная залежь

С2 и С1

Подготовка месторождений (залежей) к разработке

Промышленное месторождение

(залежь)

С1 и

Частично С2

Разработка залежей

Стадия 1

Разрабатываемая залежь, разбуриваемая в соответствии с технологической схемой разработки месторождений нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождений газа

В

Стадия 2 и середина

Стадии 3

Разрабатываемая залежь, разбуриваемая в соответствии с проектом разработки

А

Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата.

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, предельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность - Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.

КИН = Оизвл/ Q6ал. (46)

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки ‑ текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

  • статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

  • покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

  • основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав):

КИН = КвытКохв. Кзав. (47)

Коэффициент вытеснения ‑ это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной выборке керна, принятого для эксперимента, получают значение Квыт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата Кохв ‑ это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределенность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутствием надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет третий способ ‑ геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчивость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени:

  • насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

  • пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

  • дебитов скважин и обводненности добываемой в них продукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды ‑ 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких вариантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система разработки соответствует конкретным геолого-физическим условиям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки представляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэффициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимизационная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим положением коэффициент извлечения нефти и все другие показатели разработки обосновываются не менее чем по трем вариантам разработки, которые различаются способами воздействия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода.

В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепенные. В этом случае обоснованное значение КИН можно назвать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматривающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения до перехода к рыночной экономике принимался в качестве единственного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максимального использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных материальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планового хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно экономический подход, учитывающий современную конъюнктуру на рынке нефти и действующее налоговое законодательство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показателей, при крайне низкой продуктивности залежи или на завершающей стадии разработки, действующее законодательство допускает уменьшение обязательных налогов и платежей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффициентом нефтеизвлечения.

В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой геологии нефти и газа.

studfiles.net

Нефтеотдача - это... Что такое Нефтеотдача?

Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9—75 %).

Методы повышения нефтеотдачи.

Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если на первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) человек не в силах повлиять, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта - процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ - микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание - процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины "выталкивается" за пределы окрестности скважины. В результате, нефть "вынуждена" мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё.

В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст - это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

Реагентно-активационное воздействие(РАВ) - технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия, приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет доизвлечения остаточных запасов УВ.

Статья состоит из словарного определения термина. Пожалуйста, доработайте статью, приведя ее в соответствие с правилами. Подробности могут быть на странице обсуждения. В Википедии статьи, состоящие только из словарного определения, не приветствуются, их следует попытаться улучшить или выставить к удалению. Кроме того, статью можно перенести в Викисловарь. Информация о самом слове, его значении, этимологии и употреблении, будет весьма ценным дополнением для Викисловаря.

dic.academic.ru

КИН должен быть национальным приоритетом России - 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

Oil recovery factor should be a national priority in Russia

Отвечая на вопросы редакции, автор основывался на выступлениях руководства страны [1, 2], мнении специалистов отрасли [3 – 6], собственных исследованиях [7 – 11].
  1. 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. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?

    Наша страна является великой энергетической державой. Но несмотря на кажущееся обилие энергоресурсов, в 2007 г., будучи Президентом РФ, В.В. Путин на совещании по развитию нефтегазовой отрасли отметил, что нефтегазовые ресурсы используются недостаточно рачительно [1], а Президент РФ Д.А. Медведев в 2009 г. назвал одними из первых приоритетов российской экономики энергоэффективность и энергосбережение, отметив, что нужно не только наращивать добычу полезных ископаемых, но и добиваться лидерства во внедрении инноваций [2]. В «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (ЭСР-2030) в качестве индикатора стратегического развития нефтяного комплекса предусмотрена следующая динамика коэффициента извлечения нефти (КИН): 2008 г. (факт) – 0,3, за 1-й этап (2013 – 2015 гг.) планируется достичь КИН=0,3 – 0,32, за 2-й этап (2020 – 2022 гг.) – 0,32 – 0,35, к концу прогнозируемого периода за 3-й этап (2030 г.) планируется достичь КИН=0,35 – 0,37. При этом на Западе уже достигнут КИН=0,4 и ставятся более амбициозные задачи. Обводненность продукции в России в среднем превышает 85%, т. е. количество объемов воды на один объем нефти (водонефтяной фактор – ВНФ) – более 5. В мире в среднем ВНФ=3 и ежегодно расходуется более 40 млрд долл. на отделение и очистку попутной воды [3]. Россия добывает 13,5% от мировой добычи. Это означает, что на отделение и очистку попутной воды в России тратится не менее 5 млрд долл., а с учетом обводненности – значительно больше 7 млрд долл. Снижение ВНФ хотя бы до среднемирового уровня даст экономию 2 млрд долл. Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти, что, в свою очередь, приведет к уменьшению экономически приемлемого дебита скважин по нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН. Но ВНФ в официальных статистических данных по добывающим компаниям не публикуется. По мнению академика РАН Р.И. Нигматулина, теоретически КИН может быть доведен до 0,7 при применении современных технических и физико-химических технологий, а извлекаемые запасы нефти при их применении могут быть увеличены на 20 – 30 млрд тонн или 200 – 300 млн тонн годовой добычи на весь XXI век [4]. Отметим, что если в России снизить ВНФ до 3, то для увеличения добычи на 200 – 300 млн тонн не потребуется перестройки промыслового оборудования, поскольку к установкам подготовки нефти и отделения воды будет подходить столько же жидкости (нефть+вода), сколько сейчас подходит при ВНФ=5.
  2. Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?

    Развитые страны мира тратят огромные средства на развитие нефтяной науки и создание мощных программных комплексов для проектирования разработки нефтегазовых залежей, что позволяет обосновывать высокорентабельные технологии даже для трудноизвлекаемых запасов нефти. На совещании по модернизации и технологическому развитию экономики 25 декабря 2009 г. Президент РФ Д.А. Медведев привел такие цифры по крупнейшим нефтяным компаниям: коэффициент вложений средств на добычу (доллар США к тонне добытого условного топлива) в «Шелл» это 5,67; в «Эксон мобил» – 3,02; в Газпроме – 0,29; в «Сургутнефтегазе» – 0,39; в «Татнефти» – 0,72; в «Роснефти» – 0,06 [2]. Из этих цифр видно, что из российских компаний наибольшие вложения в науку производят в ОАО «Татнефть». Поэтому в ОАО «Татнефть» и наибольший КИН среди российских нефтедобывающих компаний.Вице-президент РАН академик Н.П. Лаверов подчеркивает: обновление технологий компанией Shell («Шелл») уменьшило затраты на добычу нефти на глубоководных месторождениях более чем в 2,5 раза и значительно увеличило добычу [5].
  3. КИН зависит от горно-геологических, экономических, технических условий, применяемых МУН, времени разработки и, прежде всего, от точности определения запасов УВ на данном месторождении. Однако, по мнению некоторых ученых и практиков, несовершенство приборов и техники в построении горно-геологических моделей дает погрешность до 30%. Как же посчитать КИН? Можно ли говорить как-то однозначно о месторождении, что здесь КИН такой? Но через некоторое время уплотнили сетку скважин, применили различные МУН – и величина КИН изменилась…

    КИН – это оценочная величина, и она нужна для количественного определения эффективности применяемой технологии. При уточнении геологических запасов, конечно, происходит уточнение КИН. Расчеты с учетом наноявлений смачивания показали, что остановка малодебитных скважин приводит к уменьшению отбора нефти до 50 тыс. т/100 га и КИН на 5 – 10 пунктов. Поэтому ввод остановленных малодебитных скважин хотя и несколько ухудшит текущие экономические показатели, но увеличит КИН.
  4. Какие МУНы считаются наиболее популярными, рентабельными или все они должны применяться адресно, то есть в строгом соответствии с горно-геологическими условиями и проектом разработки данного месторождения?

    К сожалению, сегодня следует говорить не о популярных МУН, а о непопулярности их применения вследствие отсутствия экономического стимулирования МУН государством.
  5. Что обычно понимается под «интенсификацией нефтедобычи»? Установка штуцера большего, чем следует по данным ГИС, диаметра, «усиленная» перфорация, гидроразрыв пластов? Не вредно ли форсирование добычи нефти? Не следует ли более тщательно подходить к подбору темпов отбора продукции скважин, чтобы не погубить месторождение, предотвратить преждевременное обводнение? Или решающее значение имеют другие императивы: быстрее добиться окупаемости инвестиций и быстро получить прибыль?

    Интенсификация – это превышение проектного уровня добычи в данном году. Поэтому можно применять любые мероприятия, позволяющие это достичь, при условии обоснования их последующего положительного влияния на КИН.
  6. Насколько эффективны современные МУН для добычи тяжелых и вязких нефтей и битумов, насколько рентабельны эти процессы?

    Для добычи тяжелых и вязких нефтей и битумов рентабельны только тепловые методы в сочетании с другими МУН. При этом, по мнению автора, МУН следует расшифровывать не как «методы увеличения нефтеотдачи», а как «мероприятия увеличения нефтеотдачи». И тогда все промысловые мероприятия, увеличивающие КИН, становятся МУН без дискриминации гидроразрыва пласта (ГРП), горизонтальных и боковых стволов, щелевой разгрузки, компьютерного моделирования и т. п.
  7. Раньше к гидроразрыву пластов прибегали на истощенных месторождениях или при плохих коллекторских свойствах пласта. Сейчас нередко процесс бурения скважин заканчивают ГРП. Существует противоречивое отношение к этому МУН. Полагают, что последствия применения этого метода могут сказаться негативным образом в отдаленной перспективе. В самом ли деле ГРП наносит больше вреда для месторождения, чем пользы?

    ГРП, как и любая технология, применим только после обоснования его эффективности.
  8. На ваш взгляд, преодолимо ли в обозримой перспективе отставание качественных характеристик российской техники и оборудования для увеличения нефтеотдачи от аналогичных западных образцов (колтюбинг, ГРП и т. д.)?

    Структура российских запасов нефти обязывает российских нефтяников создавать рентабельные технологии даже для трудноизвлекаемых запасов, которых в России более 65%. Что касается развития техники добычи, то возможность приобретения за рубежом позволяет использовать ее как необходимый компонент технологии. С увеличением объема применения МУН появятся стимулы для развития отечественной техники.
  9. Каковы перспективы использования нанотехнологий для повышения нефтеотдачи?

    Эффективность нефтевытеснения определяется наноразмерами: поверхность пор имеет нанометровую шероховатость, а смачивающие свойства пород определяются как раз шероховатостью. Другими словами, регулирование свойств нефтегазовых пластов на уровне электрических взаимодействий, смачивания, изменения структуры минералов (размеры которых 20 – 40 нанометров) решаются с применением технологий управления наноявлениями (нанотехнологий). Проведенными исследованиями показана возможность существенно большего нефтеизвлечения из уже открытых месторождений при применении нанотехнологий (инноваций) в нефтегазовых пластах, чем это имеет место сегодня. Развитие этих работ может стать серьезным вкладом в энергетическую безопасность страны, которую невозможно, на наш взгляд, реализовать без контроля КИН и таких индикаторов энергоэффективности добычи нефти, как водонефтяной фактор и температура процесса водонефтеподготовки. Вложения в нанотехнологии добычи нефти и газа дадут самую быструю и самую максимальную финансовую отдачу из всех направлений вложений средств. Поэтому стратегической целью нефтяного сектора ЭСР-2030 должно быть массовое применение нанотехнологий в различных сферах нефтегазового комплекса для повышения его энергоэффективности и создания рентабельных технологий разработки уже открытых месторождений на территории России с ориентирами по КИН: хотя бы 0,35 к 2013 г., 0,4 к 2020 г., 0,5 к 2030 г. Научный же потенциал КИН в России следующий: 0,4 к 2013 г., 0,45 к 2020 г., 0,6 – 0,65 к 2030 г. При этом для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15 – 0,20 до 0,6 – 0,7, а для ТИЗН – на 0,25 – 0,35 до 0,40 – 0,55.
  10. Насколько популярна у нефтяников идея государственного контроля за эффективностью добычи на основе качественного мониторинга разработки месторождений? Какие идеи, на ваш взгляд, должны быть внесены в Закон «О недрах» для того, чтобы решение проблемы нефтеотдачи стало заботой недропользователя?

    Расчеты автора показали, что учет государственной собственности на недра увеличит КИН на 0,03 – 0,04 без капитальных вложений и обеспечит наиболее полную выработку месторождений с гармонизацией интересов недропользователей и сочетании интенсификации с ростом КИН. 16 мая 2007 г. Н.К. Байбаков и министр геологии СССР, д. т. н. Е.А. Козловский направили письмо В.В. Путину с рядом предложений по повышению КИН, в том числе с предложением поддержать исследования автора [6, с. 552].Для активизации внедрения МУН в нефтедобывающую отрасль и повышения КИН полезно принять следующие законодательные новации:
    • Законодательно признать задачу повышения КИН такой же государственной задачей, ка

burneft.ru