Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки. Месторождения трудноизвлекаемых запасов нефти


Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти

 

По способу разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти размещают на залежи нагнетательные и добывающие скважины. В нагнетательные скважины закачивают оторочки воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения. При этом при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения. Эти газы отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины. Закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют их закачкой технических оторочек воды. Соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300 - 400oС. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости за счет снижения расхода топлива и создания в пласте условий смешивающегося вытеснения нефти водогазовыми смесями. 5 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к разработке нефтегазовых месторождений и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленностях.

К нефтяной залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти (нс) относятся низкопроницаемые, недонасыщенные нефтью, выработанные методом заводнения и сложнопостроенные пласты. В большинстве нефтяных регионов страны доля таких запасов в общем балансе является преобладающей и имеет тенденцию к неуклонному возрастанию. Известные способы разработки таких залежей подразделяются, как известно, на две группы. К первой относятся методы поддержания пластового давления путем закачки воды, углекислого и углеводородного газов. Ко второй - методы без поддержания пластового давления - разработка осуществляется за счет естественной упругой энергии пластовой системы, газовой шапки, законтурной водоносной области, растворенного газа и гравитационного режима [1]. Недостатком известных методов разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти является их низкая эффективность. В частности метод заводнения в различных модификациях не применим в низкопроницаемых коллекторах в силу незначительных дебитов скважин, в остальных видах залежей - в силу низкой фазовой проницаемости по нефти. Разработка залежей на режимах истощения, как правило, не применима из-за недостаточной величины естественной пластовой энергии. Эксплуатация залежей путем закачки углекислого или углеводородных газов затруднена по техническим причинам и из-за отсутствия необходимых объемов газов. В силу отмеченных недостатков эксплуатация таких залежей, как правило, нерентабельна, по многим из них запасы числятся как забалансовые. Прототипом изобретения является способ разработки, основанный на применении в залежах с высоковязкими нефтями внутрипластового горения [2]. В известном способе закачивают в нагнетательные скважины воздух в качестве окислителя нефти и воду. Из добывающих скважин отбирают воду, нефть, продукты ее горения (азот, окись и двуокись углерода), попутные нефтяные газы. Известны способ применяют, как правило, в залежах с высоковязкой нефтью (н > 3О mПас). Поддерживая на фронте горения высокую температуру (около 400-700oС), снижают тем самым вязкость нефти и повышают дебиты добывающих скважин. Недостатком известного способа является низкая скорость продвижения фронта горения, частичная утилизация кислорода из закачиваемого воздуха, большой расход топлива (нефти) на поддержание горения. Поскольку рассматриваемые типы залежей характеризуются низким нефтенасыщением, применение известного способа становится невозможным из-за небольшого дополнительного нефтеизвлечения. Серьезным недостатком известного способа является выброс в атмосферу земли газов горения, в том числе углекислого газа. Мировое сообщество, как известно, ставит вопрос о снижении выброса СО2 в атмосферу к 2000 году на 50-80%. Задачей изобретения является создание эффективного способа разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти нормальной вязкости путем снижения расхода топлива на единицу добываемой нефти и создания в пласте условий смешивающегося вытеснения нефти водогазовыми смесями. Поскольку вязкости нефти в рассматриваемых залежах невысокие, отсутствует необходимость их понижения за счет разогрева пласта до высоких температур, а водогазовое воздействие (ВГВ), как известно, существенно эффективнее как метода заводнения, так и чисто газового воздействия. Для решения задачи предложен способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем размещения на ней нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения и отбора нефти из добывающих скважин, при этом при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения, которые отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины, при этом закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют из закачкой технических оторочек воды, а соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400oС. Кроме того: - до или после закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха, воды и нагнетания в них газов в добывающих скважинах выжигают внутрипластовым горением призабойные зоны пласта, соответствующие их внутренним фильтрационным сопротивлениям; - для выжигания призабойных зон добывающих скважин разделяют нагнетанием оторочек кислотных композиций, закачиваемых в добывающие скважины, первые оторочки воздуха и следующие за ними оторочки воды; - добавляют водные суспензии тонкодисперсных горючих материалов в закачиваемые в нагнетательные скважины оторочки воды; - для выжигания призабойных зон в добывающих скважинах проводят в них гидравлический разрыв пласта; - до начала закачки воздуха в нагнетательные скважины проводят в них гидравлический разрыв пласта. Отличительной особенностью залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти нормальной вязкости является их невысокая нефтенасыщенность. В низкопроницаемых пластах, как известно, начальная нефтенасыщенность тем ниже, чем меньше проницаемость. Как правило, она не намного выше остаточной нефтенасыщенности. В залежах водонефтяных и недонасыщенных нефтью сравнительно высокая нефтенасыщенность приурочена к сводовым частям продуктивных пластов. По законам гравитации закачиваемая вода также практически не вытесняет запасы нефти. Указанное обстоятельство характерно также для залежей, выработанных методом заводнения. Начальная нефтенасыщенность в них может присутствовать только в низкопроницаемых прослоях, не вовлеченных в разработку при заводнении. Указанные обстоятельства делают разработку указанных залежей методом заводнения неэффективной. По этой причине они, как правило, не разрабатываются, а запасы многих из них считаются забалансовыми. Повышение эффективности нефтеизвлечения из такого рода пластов возможно путем применения водогазового воздействия. Газовы компонент вытесняющего агента должен быть по возможности растворимым с нефтью. Водогазовое воздействие в практике разработки нефтяных месторождений распространено слабо, в основном из-за отсутствия необходимых объемов газов (углеводородных или углекислого). В предложенном методе кислород из закачиваемого воздуха окисляет нефть, образуя газы горения. В смеси с образовавшимся паром и легкими фракциями нефти, выделившимися из нефти в прогретой зоне пласта (зоны температуры, фронта горения, испарения и парового плато [1], парогазовая смесь, как показывают многочисленные лабораторные и промысловые эксперименты, является смесимой с нефтью. При ее прохождении через коллектора степень нефтевытеснения по сравнению с методом заводнения существенно увеличивается вплоть до 100%. Это обстоятельство и является основой повышения эффективности разработки залежей. Отдельное или совместное с попутными нефтяными газами нагнетание газов горения необходимо проводить в связи со следующими обстоятельствами. Как известно, для эффективного нефтеизвлечения из реальных неоднородных пластов с применением водогазового воздействия величина газовой оторочки должна быть в пределах 0,3-0,6 порового нефтенасыщенного объема пласта. В недонасыщенных нефтью залежах при закачке воздуха такой объем вытесняющего газа получить невозможно. Нагнетание вышеуказанных газов устраняет этот недостаток. В известном способе разработки коэффициент использования кислорода воздуха, как известно, всегда меньше единицы. При большой необходимой величине создаваемой в пласте газовой оторочки неизрасходованный кислород будет выходить из добывающих скважин совместно с углеводородными газами. Это чревато образованием гремучих смесей, взрывом скважин со всеми вытекающими тяжелыми последствиями. Указанный недостаток также устраняется нагнетанием оторочек газов горения отдельно или совместно с попутными нефтяными газами. Проходя в пласте вслед за оторочками воздуха и воды, они проталкивают воздух (кислород) через фронт горения, где он полностью расходуется, обеспечивая тем самым безопасность реализации технологического процесса. При этом, как видно, углекислый газ, полностью утилизируется для выполнения полезной работы, обеспечивая экологическую чистоту технологии. Предложены модификации способа разработки, направленные на повышение его эффективности. Выжигание призабойных зон нагнетательных и/или добывающих скважин, чистое или в сочетании с кислотными композициями и/или гидроразрывом пласта, сильно интенсифицирует процесс выработки запасов. Закачка суспензий тонкодисперсных горючих материалов направлена на выравнивание фильтрационных потоков по скоростям, то есть на увеличение нефтеотдачи и сокращение отбора балластных агентов. Способ осуществляют следующим образом. Выбор залежи проводится из условия наличия в ней пластовой температуры не ниже 65oС, при которой процессы горения нефти проходят устойчиво и самопроизвольно. На разрабатываемой залежи используют пробуренные системы добывающих и нагнетательных скважин. Последние, при необходимости, могут быть построены заново. На неразбуренных зонах эксплуатационные объекты, системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, а также режимы работы тех и других выбирают в соответствии с требованиями регламента [3]. На выбранной залежи (участке) проводят технико-экономические расчеты по обоснованию необходимой оторочки газа в водогазовом воздействии. Проводят работы с применением методики [4] и автоматизированной системы проектирования [5]. Освоение нагнетательной скважины, вступающей в эксплуатацию вновь, начинают с закачки в нее оторочки воды, как обеспечивающей более высокий по сравнению с воздухом или газами горения коэффициент работающей толщины. Затем закачивают оторочку воздуха. Соотношение объемов закачиваемых воды и воздуха выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400oС. Конкретные соотношения в зависимости от геолого-физических условий пластов подбирают по рекомендациям работ [1, 2]. Вслед за оторочкой воздуха нагнетают оторочку газов гонения отдельно или совместно с попутными нефтяными газами, разделяя их закачкой небольшой (технической) оторочкой воды. Последняя необходима для исключения контакта кислорода воздуха с углеводородными компонентами нефтяных газов для предотвращения образования гремучей смеси. Объем технической оторочки принимают равным объему насосно-компрессорных труб, по которым проводится закачка. Объем оторочки нагнетаемых газов подбирают из условия снижения температуры в зоне испарения не ниже температуры образования водяного пара после полного израсходования кислорода воздуха и прекращения горения нефти. Цикл нагнетания оторочек продолжают до тех пор, пока не будет закачана требуемая по технологии суммарная оторочка газа в водогазовом воздействии. Технические средства для нагнетания подбирают исходя из масштабов осуществления способа. В соотношении с выбранными техническими средствами проводят подготовку для закачки воздуха и нагнетания газов горения. Отделение последних из продукции добывающих скважин проводят по известным схемам. Реализацию мероприятий, направленных на повышение эффективности способа, осуществляют с применением известных технологий и технических средств. В частности, призабойные зоны добывающих и/или нагнетательных скважин выжигают сухим или влажным внутрипластовым горением [1]. Объем выжигания определяют из условия охвата фронтом горения круга радиусом 30-40 м вокруг добывающих скважин, длина трещины при ГРП не должна превышать 100-150 м. Кислотные композиции готовят на основе соляной, плавиковой и глинокислот. Состав подбирают в зависимости от геолого-физических условий пластов. Объем закачки 3-4 м3 композиции на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Суспензии тонкодисперсных горючих материалов готовят с применением торфа, угольной пыли, древесной муки и др. при концентрации 1-5% и объемом не менее 200 м3 раствора на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины. В качестве примера использования предлагаемого решения рассмотрена проектная разработка участка пласта БС10 Конитлорского месторождения Западной Сибири. В месте выбранного участка глубина пласта составляет 2450 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, в залежи нет ни газовой шапки, ни подошвенной воды. Коэффициенты пористости 19%, проницаемости по горизонтали 0,02 мкм2, то же, по вертикали 0,002 мкм2, начальной нефтенасыщенности 54%, сжимаемости растворенного газа 3,77 1/ГАа, нефти безгазовой 0,85 1/ГПа, воды 0,48 1/ГПа, породы 0,2 1/ГПа, растворимости газа в нефти 52 нм3/нм3; вязкость в пластовых условиях: нефти 1,18 mПас, воды 0,41 mПас, воздуха и газов горения 0,042 mMас; плотность в пластовых условиях: нефти 756 кг/м3, воды 1013 кг/м3, воздуха 340 кг/м3, газов 352 кг/м3; начальные пластовые: давление 25,0 МПа, температура 86oС; давление закачки воды 17,0 МПа, воздуха и газов 35,0 МПа; давление на устьях добывающих скважин 1,5 МПа. Приведенные сведения свидетельствуют о том, что пласт БС10 Конитлорского месторождения относится к низкопроницаемым. Выбранный расчетный участок имеет площадь 100 га, на нем были размещены четыре скважины по обращенной девятиточечной схеме, одна из них нагнетательная, остальные - добывающие. Для оценки эффективности предлагаемого способа проведено математическое моделирование процессов фильтрации на выбранном проектном участке. Расчеты технологических показателей разработки были проведены с применением методик из работ [1, 2, 4, 5] . По результатам расчетов установлено, что по сравнению с прототипом применение предложенного способа разработки позволяет повысить коэффициенты нефтеизвлечения в зависимости от геолого-физических условий и модификации способа предложенной технологии на 5-15 пунктов, снизить отбор балластных агентов до 20%, увеличить темпы отбора флюидов в 3-5 раз. Тем самым обеспечивается эффективная разработка низкопроницаемого пласта БС10 Конитлорского месторождения.

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем размещения на ней нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения и отбора нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения, которые отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины, при этом закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют их закачкой технических оторочек воды, а соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300 - 400oС. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что до и после закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха, воды и нагнетания в них газов в добывающих скважинах внутрипластовым горением выжигают призабойные зоны пласта, соответствующие их фильтрационным сопротивлениям. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для выжигания призабойных зон добывающих скважин закачиваемые в них первые оторочки воздуха и следующие за ними оторочки воды разделяют оторочками кислотных композиций. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в закачиваемые оторочки воды добавляют водные суспензии тонкодисперсных горючих материалов. 5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для выжигания призабойных зон в добывающих скважинах в них проводят гидравлический разрыв пласта. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что до закачки воздуха в нагнетательные скважины в них проводят гидравлический разрыв пласта.

www.findpatent.ru

Деятельность компаний на российских месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти

Роснефть

Как и подобает российской национальной нефтяной компании, Роснефть взяла на себя ведущую роль в разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в стране, в частности после того, как в 2011 году было объявлено о создании совместного предприятия с ExxonMobil. Первоначально, наиболее важной частью данного совместного предприятия представлялись разведочные работы в арктических шельфовых регионах России, в частности в южной части Карского моря, но когда в июне 2012 года компании подтвердили свои совместные планы, стало очевидно, что наибольшие выгоды в ближайшей перспективе скорее всего ожидаются от освоения значительных ресурсов Баженовской свиты и Ачимовских отложений, в т.ч. коллекторов трудноизвлекаемой нефти и сланцевой нефти. Планы компании будут фокусироваться на проекте опытно-промышленной разработки (ОПР), охватывающем 23 лицензионных участка площадью свыше 10 000 км2, в который, помимо углубления существующих скважин и восстановления бездействующих скважин, будет входить бурение новых вертикальных и горизонтальных скважин. Далее, в течение периода пробной эксплуатации (2013-2015 гг.), в пластах будет применена самая современная технология гидроразрыва, после чего будет выполнена оценка возможности применения расширенной схемы разработки. У Роснефти также есть второе предприятие с иностранным участием для разработки ее запасов в сланцах, т.к. Роснефть будет работать с компанией Statoil в Самарской области с целью разведки доманиковых горизонтов на ее 12 лицензионных участках. Так же как и в случае с совместным предприятием с ExxonMobil, Statoil предоставит финансирование и технический опыт в сотрудничестве с российскими работниками Роснефти в данном регионе.

Роснефть предоставила ряд предварительных оценок своих потенциальных запасов трудноизвлекаемой нефти, в т. ч. оценку, датированную весной 2012 года, согласно которой ее запасы нефти в баженовской свите и трудноизвлекаемые запасы нефти составляют до 18 млрд. баррелей, а позже, на презентации для инвесторов в октябре 2012 года, была представлена более низкая оценка в 5,8 млрд. баррелей, которая затем была увеличена до 10,3 млрд. баррелей “трудноизвлекаемых” запасов, как было объявлено на круглом столе для аналитиков в Москве в мае 2013 года. Такое расхождение оценок отражает не только различия в определениях вышеупомянутых сланцевых, нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов и ресурсов нефти, но также то, что применение новой технологии, внедряемой компанией ExxonMobil, находится на очень ранней стадии. Как результат, другая оценка Роснефти, согласно которой объем добычи из ее нетрадиционных месторождений может достичь 300 тыс. баррелей в сутки к 2020 году, должна также рассматриваться с некоторой осторожностью.

Тем не менее, Роснефть действительно имеет некоторый собственный опыт разведки и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, выполнив начальный проект добычи нефти из малопроницаемых пластов Салымской группы месторождений силами своего дочернего предприятия “Юганскнефтегаз”. Результаты ее работы не были особенно положительными, хотя компании удалось установить, что притоки в вертикальных скважинах, пробуренных к пластам баженовско-абалакского комплекса, могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. (или около 75 баррелей в сутки). Тем не менее, данный уровень добычи и очень низкий общий коэффициент извлечения нефти, составляющий 7%, не обеспечат экономическую целесообразность такого освоения в широком масштабе, отсюда возникает необходимость в более современных методах, которые планируется применять в СП с ExxonMobil.

Сургутнефтегаз

Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти в районе Салымского месторождения также было в центре внимания компании “Сургутнефтегаз”, и, действительно, у данной компании наиболее долгая, по сравнению с другими российскими компаниями, история поиска экономически целесообразного способа разработки трудноизвлекаемой нефти. В течение последних 30 лет компания “Сургутнефтегаз” пробурила более 600 скважин на баженовскую свиту на своих лицензионных участках, но противоречивость результатов, опять же, лишь подчеркивает трудности, связанные с успешной разработкой данных запасов. 37% скважин компании оказались «сухими», что демонстрирует проблемы в понимании геологических особенностей пласта, не являющегося однородным, но, с другой стороны, обнадеживает то, что в 63% скважин, в которых были получены притоки нефти, максимальные притоки составляли до 300 т/сут. (или около 2200 баррелей в сутки). За весь период своей деятельности к настоящему моменту компания “Сургутнефтегаз” добыла почти 9 млн. баррелей баженовской нефти, и хотя это в пересчете на весь 30-летний период дает довольно низкий дебит 800 баррелей в сутки, компания рассчитывает, что сможет добыть еще 30 млн. баррелей в следующие два десятилетия. С учетом несколько консервативного прогноза, согласно которому компания склонится к международному сотрудничеству и партнерству, представляется маловероятным, что компания “Сургутнефтегаз” будет находиться в авангарде освоения российских месторождений сланцевой нефти – она скорее будет второстепенным игроком, при этом продолжая разработку своих собственных технических решений по освоению месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Газпром нефть

Газпром нефть, с другой стороны, практикует более инициативный подход и осуществляет два проекта добычи трудноизвлекаемой нефти, одновременно с этим планируя дальнейшее расширение своего участия в разработке сланцевых и плотных нефтяных пластов через покупку дополнительных лицензионных участков. Shell является главным партнером компании в ее первом проекте добычи трудноизвлекаемой нефти, в рамках которого ведется исследование возможности разработки ресурсов на лицензионном участке, где находятся существующие “традиционные” объекты разработки Верхне-Салымского месторождения, в составе “СПД” , 50:50 совместного предприятия между двумя компаниями. Партнеры по СП составили совместный план реализации проекта ОПР стоимостью 80 млн. долларов на Северно-Салымском месторождении, содержащем отложения в баженовском сланцевом слое, и намереваются далее расширить СП с целью подачи заявки на новые лицензионные участки в Ханты-Мансийском автономном округе в рамках четырехлетнего плана по вводу в эксплуатацию основных сланцевых месторождений в регионе. При этом Газпром нефть наметил первоочередными задачами СП начать добычу в 2015 году, а к 2024 году достигнуть пикового объема добычи 35 тыс. баррелей в сутки, и в конечном счете освоить до 650 млн. баррелей запасов.

Помимо своего партнерства с Shell, Газпром нефть также осуществляет проект оценки и возможной эксплуатации Пальяновской площади в баженовской свите гигантского Красноленинского месторождения. В августе 2013 года компания объявила о том, что к концу 2013 года начнет проект ОПР на четырех скважинах, планируя пробурить наклонные скважины на плотные нефтяные пласты в течение последующих 18 месяцев, после чего примет решение о возможности промышленного освоения данных запасов. Газпром нефть имеет все возможности для того, чтобы выполнить данную оценку, т.к. она уже ввела в эксплуатацию 60 млн. баррелей трудноизвлекаемой нефти под существующими залежами в 2012 году и планирует перевести еще пять плотных нефтяных пластов на этап разработки, начиная с 2013 года. У Газпромнефти также накоплен обширный опыт использования горизонтальных скважин и гидроразрыва на своих месторождениях традиционной нефти в Западной Сибири, и она планирует пробурить 120 горизонтальных скважин и выполнить 90 многоступенчатых гидроразрывов в 2013 году. Как результат, компания должна быть в состоянии применить данные навыки в нижележащих горизонтах, хотя компания предупредила, что нехватка технических ресурсов в России может оказаться сдерживающим фактором в деле полномасштабной эксплуатации баженовских запасов.

ЛУКойл

Компания ЛУКойл выражала свой энтузиазм по поводу запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти в течение последних двух лет, при этом вице-президент компании Леонид Федун описывает их как “наш Баккен” и заявляет, что “у нас есть запасы, и рано или поздно мы их извлечем”. И действительно, ЛУКойл уже приступила к эксплуатации запасов в глубоко залегающих и малопроницаемых пластах под своими существующими месторождениями в Западной Сибири, указав в своем официальном справочнике за 2013 год, что она увеличивает объемы производства на Восточно-Перевальном и Поточном месторождениях с использованием многоступенчатого гидроразрыва горизонтальных скважин для эксплуатации ачимовских отложений на своих лицензионных участках. Хотя ни одно из этих месторождений не является крупным (их совокупные доказанные запасы составляют около 350 млн. баррелей), применяемые на них методы помогают предотвратить падение добычи, и это будет также важно потому, что компания переходит к разработке других плотных нефтяных пластов, включая баженовскую свиту, на текущих и новых лицензионных участках. В 2012 году компания приобрела лицензионные участки для разработки Имилорских отложений в ХМАО, которые содержат значительные запасы трудноизвлекаемой нефти, а также объявила в ходе недавней телеконференции, что планирует приобрести еще один или два “трудноизвлекаемых” объекта в краткосрочной перспективе, чтобы воспользоваться преимуществами высокой экономической целесообразности таких запасов.

В 100% собственности ЛУКойл также находится дочернее предприятие РИТЭК, которое уже некоторое время специализируется на извлечении трудноизвлекаемых запасов. И действительно, компания, название которой расшифровывается как “Российская инновационная топливно-энергетическая компания”, в настоящее время ведет первоначальную разработку баженовских запасов сланцевой нефти с одновременным применением горизонтального бурения, гидроразрыва и технологии термогазохимического воздействия на пласт. В рамках двух проектов ОПР, на Гальяновском и Средне-Назымском месторождениях, в настоящее время изучается, может ли помочь термогазохимическое воздействие на пласт повышению возможности добычи сланцевой нефти путем ее нагрева и улучшения ее притока сквозь низкопроницаемые пласты с использованием методов, аналогичных тем, что применяются при разработке канадских запасов битуминозной нефти. Хотя пробная разработка сейчас находится на ранней стадии, есть надежда, что сочетание нагрева и гидроразрыва позволит осуществлять намного более широкую разработку сланцевых пластов на всех предприятиях ЛУКойла.

ТНК-BP

Хотя компанией ТНК-BP сейчас владеет Роснефть, и она больше не представляет отдельную отчетность о своей деятельности, перед поглощением компании ее планы по освоению трудноизвлекаемой нефти включали семь проектов ОПР в Западной Сибири с ориентировочными запасами 4,5 млрд. баррелей. Компания заявляла, что располагает почти 7,5 млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти в одной лишь Западной Сибири, и более 20 млрд. баррелей суммарных трудноизвлекаемых запасов в целом. Ряд проектов ОПР нацелен на разработку новых пластов на существующих месторождениях, при этом хорошим примером может служить Северно-Хохряковское месторождение. Текущий дебит из традиционных слоев месторождения составляет 1600 баррелей в сутки, и компания хочет удвоить этот показатель в 2013 году посредством эксплуатации 350 млн. баррелей трудноизвлекаемых запасов на месторождении с применением стандартных методов горизонтального бурения и многоступенчатого гидроразрыва. Хотя цифры добычи относительно малы, проект станет индикатором оптимальных методов для применения в плотных пластах компании, и в 2013 году будет потрачено до 100 млн. долларов на дальнейшее изучение данного вопроса компанией на всех семи ее проектах. Аналогичный проект ОПР будет выполняться на Рябчиковском месторождении на границе гигантского Самотлорского месторождения, где почти 800 млн. баррелей трудноизвлекаемой нефти, как считается, имеют потенциал для освоения, при этом дочернее предприятие компании, “Варьеганнефтегаз”, планирует осуществить еще три проекта в партнерстве с компанией Schlumberger с целью эксплуатации 2 млрд. баррелей трудноизвлекаемых запасов, находящихся на его балансе.

Партнерство также упоминается, когда речь заходит о двух других проектах ОПР ТНК-BP, с компанией, совместно с Halliburton ведущей эксплуатацию Ем-Ёговского месторождения – одного из объектов компании, входящих в огромную Красноленинскую группу месторождений. Доля TNK-BP оценивается в около 750 млн. баррелей легкой, трудноизвлекаемой нефти, и компания Halliburton заключила договор на условиях риска о применении ее технологии бурения и гидроразрыва для улучшения эксплуатационных характеристик месторождения, с получением премиальных выплат в случае перевыполнения плановых производственных показателей. До поглощения Роснефтью компания собиралась заключить аналогичную сделку для реализации ее заключительного проекта ОПР на Ван-Еганском месторождении, при этом один из заместителей генерального директора компании подчеркивал, что потребность в иностранных подрядчиках объяснялась тем, что “по моему мнению, чтобы найти некую эффективную технологию, нам необходимо решить целый ряд сложных вопросов. Здесь нам необходимо качественное бурение скважин и новые методы заканчивания, а в этих вопросах именно иностранные сервисные компании достигли успеха.”

Деятельность небольших компаний

Помимо крупных, вертикально интегрированных российских нефтяных компаний и их иностранных партнеров, имеется также несколько небольших нефтяных компаний, которые начинают исследовать потенциал нетрадиционной нефти в стране. Руспетро – независимая компания, котирующаяся на Лондонской фондовой бирже, которая в первую очередь фокусируется на добыче нефти из плотных нефтяных пластов в Западной Сибири. Она является компанией-оператором лицензионных участков в Красноленинском регионе, где получила доступ к лицензионным участкам общей площадью 1234 км2 с потенциальными запасами в баженовской свите, и приступила к начальным разведочным работам на данных глубоко залегающих пластах, расположенных под месторождениями, которые уже содержат 1,8 млрд. [баррелей] доказанных и вероятных запасов. Тем временем, в Томской области “Siberia Imperial Energy”, компания, которая сейчас находится в 100% владении Индийской национальной нефтяной компании (ONGC), также планирует эксплуатацию запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти на своих лицензионных участках, чтобы компенсировать резкое падение добычи за последние два года. Компания считает, что у нее может быть до 2,1 млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти в своем портфолио, и планирует начать проекты ОПР в 2013 году, чтобы узнать, какую часть нефти из данных запасов можно извлечь. Тем не менее, компания “Imperial” ищет сильного партнера, располагающего техническим опытом и денежными средствами, требующимися для полномасштабной оценки и разработки ее потенциальных запасов, и хотя потенциальные партнеры выражают определенную заинтересованность, никаких соглашений до настоящего момент еще не было подписано. Также оператором двух лицензионных участков в Томской области является компания “Petroneft”, еще одна небольшая компания, начавшая добычу из “традиционных” коллекторов, но она также выявила потенциальные запасы в баженовских сланцевых слоях под ее существующими месторождениями. Компания пока еще не начала каких-нибудь существенных оценочных работ, но она представляет собой еще один пример потенциальной выгоды от глубокозалегающих слоев нетрадиционной нефти в Западной Сибири.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

Введение

Для ввода в промышленную разработку небольшие отложения западного склона Южного купола Татарского свода» было сформировано 14 января 1969 года НГДУ «Ямашнефть в составе объединения «Татнефть».

Название НГДУ приобрело от Ямашинского нефтяного отложения, которое было открыто скважиной №43, пробуренное 1954 в апреле этого года. Месторождение приобрело название от названия села Ямаши, расположенного поблизости.

Ученые и специалисты-практики знали, что будущее нефтяной промышленности и добычи нефти в Республики Татарстан тесно связано с умением извлекать из малопроницаемых коллекторов содержимое небольших месторождений, не принимая во внимание стремительное освоение огромного богатства Ромашкинского месторождения. Именно эта дальновидность побудила к созданию управления «Ямашнефть».

Ямашинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу семь продуктивных горизонтов.

Одним из ключевых вопросов позволяющим оптимизировать процесс добычи является это забойное давление. В данном анализе представлена зависимость ремонтов эксплуатируемых скважин от забойного давления. Определение забойного давления, при котором происходит наибольшее количество технических проблем и осложнений.

1. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ.

Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

В период истощения основных запасов на месторождениях Татарстана за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все больше количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Общим для всех залежей с слабопроницаемых и маломощных коллекторах являются низкая продуктивность скважин, сложность освоения системы поддержания пластового давления, недостаточный объем закачки пластовой минерализованной воды, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.

Технологические задачи наиболее сложны в группе низкопроницаемых коллекторов промежуточных пластов многопластовых месторождений. Необходимо выделить или разукрупнить эксплуатационные объекты, обосновать схему размещения нагнетательных и добывающих скважин с сеткой определенной плотности, выбрать агент воздействия на залежь.

Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижением пластового давления и дебитов скважин [6].

1.2 Влияние низких забойных давлений.

В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти. Так, на Ромашкинском месторождении в слабопроницаемых коллекторах содержится около 16 %, на НовоЕлховском – около 25 %, на Бавлинском – около 10 % текущих балансовых запасов. К тому же в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геологического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одно из приоритетных в перспективе направлений повышение эффективности разработки таких месторождений на поздней стадии.

Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижением пластового давления и дебитов скважин[6].

В процессе отбора жидкости из скважины с постоянным дебитом забойное давление падения уменьшается, так как зона понижения давления со временем охватывает все большие объемы пласта.

Когда давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя [7].

При снижении забойного давления определенной величины дебит нефти падает и снижается нефтеотдача скважины. Следовательно при уменьшении забойного давления происходит разгазирование пластовой нефти, а также уменьшению коэффициента продуктивности скважин в несколько раз.

На добывающих скважинах забойное давление бывает равно или выше давления насышения газом нефти, а в нагнетательных скважинах ниже давления при котором происходит гидроразрыв пласта.

Нецелесообразно для добывающих нефтяных компаний снижать забойное давление ниже уровня давления насыщения.

При снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения в окрестности скважин в нефтяных пластах происходит соответствующее снижение давления. Из нефти выделяется газ, уменьшается площадь поперечного сечения для потока нефти. Одновременно в результате выделения газа значительно повышается вязкость нефти. Кроме того, в призабойной зоне пластов происходит выпадение и накапливание парафина. Все это вызывает дополнительное уменьшение подвижности нефти и снижение продуктивности нефтяных пластов. Однако такое снижение забойного давления скважин почти не уменьшает подвижности воды по обводненным слоям и пластам. В результате резко увеличивается обводненность продукции. В этих условиях обратное увеличение забойного давления добывающих скважин до давления насыщения приводит к уменьшению обводненности продукции. В ряде случаев происходит увеличение не только доли нефти, но и дебита нефти.

При низком забойной давлении, превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта - деформация разрушения стенки скважины.

При репрессии на пласт, в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 - 1 5 мм) и инфильтрационной ( радиусом до 300 - 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта.

2.ХАРАКТЕРИСТИКА РЕМОНТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЯХ ДАВЛЕНИЙ

studlib.info

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ X КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ | Воронько

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ X КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ

А. А. Воронько, В. А. Шакиров, И. В. Шарф

Аннотация

На протяжении двух последних десятилетий общемировая добыча нефти непрерывно растёт. Бо́льшая часть этой нефти добывается из традиционных источников. Однако ухудшение качественных и количественных характеристик ресурсной базы углеводородов приводит к росту доли трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Таким образом, в ближайшем будущем, вероятнее всего, ещё больше возрастёт актуальность вопросов разработки трудноизвлекаемых запасов.Проблематика разработки трудноизвлекаемых запасов заключается в создании и внедрении современных технологий разработки, обеспечивающих высокую технологическую эффективность в осложнённых условиях и, как следствие, рентабельность месторождений с ТрИЗ.В данной работе проведена теоретическая оценка технологической и экономической эффективности применения многозабойных горизонтальных скважин в осложнённых условиях для терригенных пластов, характеризующихся пониженными фильтрационно-ёмкостными свойствами, на примере пласта Нх-1 нефтегазоконденсатного месторождения X Красноярского края.

Ключевые слова

трудноизвлекаемые запасы;многозабойная скважина;залежь нефти;эффективность разработки;hard-to-recover reserves;multi-lateral well;oil deposit;efficiency of development;

Литература

Доля запасов трудноизвлекаемой нефти в России достигла 65 % [Электронный ресурс] // РИА новости. М., 2016. URL: https://ria.ru/economy/20160912/1476697159.html (дата обращения: 06.05.2018).

Минэнерго: В РФ к 2035 году вдвое увеличится добыча «трудной» нефти [Электронный ресурс] // Российская газета. М., 2017. URL: https://rg.ru/2017/12/12/minenergo-v-rf-k-2035-godu-vdvoe-uvelichitsia-dobycha-trudnoj-nefti.html (дата обращения: 06.05.2018).

Конференция «Трудноизвлекаемые запасы 2017» (итоги, прогнозы) [Электронный ресурс]. URL: https://mplast.by/novosti/2017-12-15-konferentsiya-trudnoizvlekaemyie-zapasyi-2017 (дата обращения: 06.05.2018).

Ященко И., Полищук Ю., Козин Е. Трудноизвлекаемые нефти: классификация и анализ качественных особенностей // Oil and Gas Journal Russia. 2015. Ноябрь. С. 64-70.

Классификация TAML [Электронный ресурс] // Всё о нефти. URL: http://vseonefti.ru/useful/klassifikatciya-TAML.html (дата обращения: 06.05.2018).

Хисамов Р.С., Мияссаров А.Ш., Хузин Р.Р. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов с применением горизонтальных и многозабойных скважин на примере Некрасовского месторождения ООО «Карбон-ойл» // Георесурсы. 2017. Т. 19, № 3. С. 204-208.

Летичевский А.Е., Бадамшин Р.Р., Кукушкина О.А. Оптимизация длины горизонтальной скважины // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2011. № 4. С. 26-30.

Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки // Фундаментальные исследования. 2015. № 2-16. С. 3593-3597.

ogbus.ru

Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

Введение

Для ввода в промышленную разработку небольшие отложения западного склона Южного купола Татарского свода» было сформировано 14 января 1969 года НГДУ «Ямашнефть в составе объединения «Татнефть».

Название НГДУ приобрело от Ямашинского нефтяного отложения, которое было открыто скважиной №43, пробуренное 1954 в апреле этого года. Месторождение приобрело название от названия села Ямаши, расположенного поблизости.

Ученые и специалисты-практики знали, что будущее нефтяной промышленности и добычи нефти в Республики Татарстан тесно связано с умением извлекать из малопроницаемых коллекторов содержимое небольших месторождений, не принимая во внимание стремительное освоение огромного богатства Ромашкинского месторождения. Именно эта дальновидность побудила к созданию управления «Ямашнефть».

Ямашинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу семь продуктивных горизонтов.

Одним из ключевых вопросов позволяющим оптимизировать процесс добычи является это забойное давление. В данном анализе представлена зависимость ремонтов эксплуатируемых скважин от забойного давления. Определение забойного давления, при котором происходит наибольшее количество технических проблем и осложнений.

1. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ.

Проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений нефти РТ на поздней стадии разработки.

В период истощения основных запасов на месторождениях Татарстана за счет первоочередной выработки высокопродуктивных высокопроницаемых коллекторов все больше количество остаточных запасов переходит в категорию трудноизвлекаемых. В таких условиях сложившиеся стационарные системы разработки месторождений становятся малоэффективными.

Общим для всех залежей с слабопроницаемых и маломощных коллекторах являются низкая продуктивность скважин, сложность освоения системы поддержания пластового давления, недостаточный объем закачки пластовой минерализованной воды, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.

Технологические задачи наиболее сложны в группе низкопроницаемых коллекторов промежуточных пластов многопластовых месторождений. Необходимо выделить или разукрупнить эксплуатационные объекты, обосновать схему размещения нагнетательных и добывающих скважин с сеткой определенной плотности, выбрать агент воздействия на залежь.

Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижением пластового давления и дебитов скважин [6].

1.2 Влияние низких забойных давлений.

В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти. Так, на Ромашкинском месторождении в слабопроницаемых коллекторах содержится около 16 %, на НовоЕлховском – около 25 %, на Бавлинском – около 10 % текущих балансовых запасов. К тому же в структуре запасов нефти их доля ежегодно увеличивается. В связи с этим детализация геологического строения отдельных площадей и залежей, вопросы выработки запасов нефти слабопроницаемых коллекторов – одно из приоритетных в перспективе направлений повышение эффективности разработки таких месторождений на поздней стадии.

Наиболее слабопроницаемые пласты в нагнетательных скважинах вообще могут не принимать воду. Близлежащие добывающие скважины будут работать на упругом режиме или режиме растворенного газа, развитие которых сопровождается снижением пластового давления и дебитов скважин[6].

В процессе отбора жидкости из скважины с постоянным дебитом забойное давление падения уменьшается, так как зона понижения давления со временем охватывает все большие объемы пласта.

Когда давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя [7].

При снижении забойного давления определенной величины дебит нефти падает и снижается нефтеотдача скважины. Следовательно при уменьшении забойного давления происходит разгазирование пластовой нефти, а также уменьшению коэффициента продуктивности скважин в несколько раз.

На добывающих скважинах забойное давление бывает равно или выше давления насышения газом нефти, а в нагнетательных скважинах ниже давления при котором происходит гидроразрыв пласта.

Нецелесообразно для добывающих нефтяных компаний снижать забойное давление ниже уровня давления насыщения.

При снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения в окрестности скважин в нефтяных пластах происходит соответствующее снижение давления. Из нефти выделяется газ, уменьшается площадь поперечного сечения для потока нефти. Одновременно в результате выделения газа значительно повышается вязкость нефти. Кроме того, в призабойной зоне пластов происходит выпадение и накапливание парафина. Все это вызывает дополнительное уменьшение подвижности нефти и снижение продуктивности нефтяных пластов. Однако такое снижение забойного давления скважин почти не уменьшает подвижности воды по обводненным слоям и пластам. В результате резко увеличивается обводненность продукции. В этих условиях обратное увеличение забойного давления добывающих скважин до давления насыщения приводит к уменьшению обводненности продукции. В ряде случаев происходит увеличение не только доли нефти, но и дебита нефти.

При низком забойной давлении, превышающей уровень касательных напряжений, происходит разрыв пласта - деформация разрушения стенки скважины.

При репрессии на пласт, в призабойной зоне продуктивного пласта образуется блокирующая зона, состоящая из пристенной кольматационной ( толщиной до 5 - 1 5 мм) и инфильтрационной ( радиусом до 300 - 1000 мм) зон. Чем больше репрессия на пласт ( а также водоотдача бурового раствора и время контакта его с продуктивным пластом), тем более мощная блокирующая зона образуется при первичном вскрытии пласта.

2.ХАРАКТЕРИСТИКА РЕМОНТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЯХ ДАВЛЕНИЙ

student2.ru