СП "Газпром нефти" и Shell завершит в марте пилотный проект с технологией заводнения АСП. Технологии асп нефть


СП "Газпром нефти" и Shell завершит в марте пилотный проект с технологией заводнения АСП | Энергетика

МОСКВА, 26 дек - ПРАЙМ. "Салым Петролеум Девелопмент" (СПД, СП "Газпром нефти" и Shell) будет добывать нефть на Салымской группе месторождений до конца пилотного проекта по заводнению АСП в конце первого квартала 2018 года, следует из сообщения компании.

"В рамках пилотного проекта по повышению нефтеотдачи пласта на основе закачки в пласт трехкомпонентной смеси из анионного ПАВ, соды и полимера (АСП) компания "Салым Петролеум Девелопмент" (СПД) добыла 3 тысячи тонн нефти. Именно такая цель стояла перед компанией в начале реализации эксперимента. Коэффициент извлечения нефти на пилотном участке достиг 67%, из них эффект от применения технологии АСП составил 15%. Компания продолжит добывать нефть до конца пилотного проекта в конце первого квартала 2018 года", - говорится в сообщении.

Как отметил начальник управления геологии и разработки месторождений СПД Яков Волокитин, для эксперимента был выбран полностью выработанный участок месторождения. По его словам, в рамках проведения опытно-промышленных работ обводненность добывающих скважин, на которых опробована технология АСП, снизилась с 98% до 92% с минимальным значением в 88%, что подтверждает, что АСП можно успешно применять на Салымской группе месторождений, а также на других лицензионных участках региона с высокой обводненностью.

"В настоящее время можно с уверенностью говорить, что с технической точки зрения пилотный проект АСП оказался успешным. Мы доказали, что эта технология повышения нефтеотдачи работает в условиях западносибирской нефтеносной провинции. В настоящее время мы собираем и анализируем всю полученную в рамках пилотного проекта информацию и вскоре представим итоговые результаты эксперимента нашим акционерам и ключевым представителям государственных органов. Они наглядно покажут преимущества применения подобных методов рационального использования недр, для дальнейшего масштабирования которых необходим пересмотр существующей системы налогообложения", - приводятся в сообщении слова гендиректора СПД Алексея Говзича.

Коэффициент извлечения нефти на месторождениях удается повысить, закачивая в скважину состав из определенных химических веществ. АСП - метод повышения нефтеотдачи на основе химического заводнения пласта трехкомпонентной смесью (анионные ПАВ, сода и полимер). Эта технология уже активно применяется в США, Канаде и Китае, опытные исследования проходят в ряде других стран.

СПД - паритетное СП компаний "Шелл Салым Девелопмент Б.В." (входит в ГК концерна Shell) и "Газпром нефть". C 2003 года СПД ведет освоение Салымской группы нефтяных месторождений (суммарные извлекаемые запасы — 140 миллионов тонн), которая расположена в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре и включает в себя Западно-Салымское, Верхне-Салымское и Ваделыпское месторождения.

1prime.ru

Впервые на Салыме — технология АСП

Этой весной компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), СП «Газпром нефти» и Shell, запустила на Западно-Салымском месторождении в Югре установку смешения компонентов АСП. Это ключевой объект первого и пока единственного в России пилотного проекта увеличения нефтеотдачи на основе химического заводнения путем закачки в пласт трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Такой способ, с одной стороны, позволяет добыть до 30% нефти, остающейся в пласте после традиционного заводнения, с другой — требует льгот.

Если все пойдет удачно, с 2023 года компания может приступить к полномасштабному применению новой технологии и с ее помощью ежегодно добывать на Салымской группе дополнительно до 3 млн тонн нефти. А распространение этого метода на другие месторождения ХМАО, по расчетам экспертов, сулит региону за 15 лет 2,4 млрд тонн «черного золота».

Два года назад «Вертикаль» уже выделяла технологию АСП (см. НГВ #10’14), однако ситуация в отрасли и в экономике в целом тогда существенно отличалась от сегодняшней. О начале практической реализации давно озвученных планов и о том, имеет ли смысл использование дорогостоящей технологии при нынешних ценах на нефть, «Вертикали» рассказывает Яков Волокитин, начальник Управления геологии и разработки месторождений и новых технологий СПД…

Ред.: Яков Евгеньевич, каким образом АСП может существенно повысить коэффициент извлечения нефти?

Я.В.: Речь идет о принципиально ином способе воздействия на пласт. Закачка трехкомпонентного раствора, во-первых, значительно улучшает вытесняющую способность закачиваемой жидкости и, во-вторых, позволяет мобилизовать оставшуюся после заводнения нефть за счет уменьшения поверхностного натяжения между нефтью и водой. Благодаря синергии этих химико-физических процессов можно получить существенные объемы дополнительной добычи.

Ред.: Проблема увеличения нефтеотдачи актуальна для всех западносибирских месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Почему для пилотного проекта была выбрана именно Салымская группа?

Я.В.: Стоит напомнить, что интересоваться третичными МУН в СССР начали еще в 1980-е годы. Впоследствии этот интерес как в нашей стране, так и за рубежом на какое-то время угас, поскольку «нефтянка» совершила технологический рынок в других областях — 3D-сейсморазведке, горизонтальном бурении, ГРП и МГРП. Это позволило наращивать добычу в Западной Сибири экстенсивными методами. Но постепенно данные методы себя исчерпывают: с их помощью становится все труднее извлечь из традиционных залежей что-либо ценное.

На Западе задумались над созданием следующей технологии, позволяющей кардинально повысить эффективность разработки действующих месторождений. Стали появляться проекты, поначалу пилотные, на основе третичных химических методов повышения нефтеотдачи.

Shell одной из первых начала применять на своих месторождениях технологию АСП. Ее Салымский проект оказался в числе полигонов для испытаний этой технологии. За пределами России у компании сегодня еще два аналогичных проекта — в Малайзии и Омане.

«Газпром нефть», ставшая партнером Shell в Салымском проекте в конце 2000-х после приобретения 50%-ной доли в СПД, всецело поддержала перенос инновационного метода на российскую почву. Осенью 2012 года акционерами было принято инвестиционное решение по пилотному проекту.

Ред.: Трудно ли шла его подготовка? Ведь прецедентов применения этого метода в России до сих пор не было…

Я.В.: У акционеров с самого начала было полное взаимопонимание по этому вопросу. Можно сказать, что для «Газпром нефти», чьи главные добывающие активы находятся в Западной Сибири, метод АСП стратегически даже более значим, чем для Shell, работающей в регионах с разными условиями добычи. А Shell в этом смысле оптимальный партнер — у нее, кроме прочего, своя экспертиза, лабораторный научно-технический центр в Гааге, чем могут похвастаться далеко не все западные компании.

Ред.: Ощущаете ли вы сложности из−за не слишком благоприятной экономической и геополитической ситуации – например, с зарубежными поставками?

Я.В.: Нет, все нужные объемы материалов для пилотного проекта уже закуплены. Иногда появляется срочная потребность в запчастях для оборудования, но с этим тоже проблем не возникает.

Ред.: Запуск установки смешения компонентов означает, что закачка раствора в пласт уже началась?

Я.В.: Именно так. Работы пока ведутся только на Западно-Салымском — его пласты оптимальны по своим свойствам для технологии АСП, к тому же на этом месторождении сосредоточено две трети запасов компании. Когда подтвердим эффективность нового метода, будем выходить на другие месторождения СПД — Верхнесалымское и Ваделыпское.

Ред.: Каких результатов ждете от пилотного проекта?

Я.В.: О прибыли и существенных объемах добычи речь не идет; пробуренные разведочные скважины — их всего семь — потом будут законсервированы. Сейчас важно понять, сколько тонн дополнительной нефти можно добыть на каждую закачанную тонну раствора. Наша главная цель — снять технологические риски и доказать, что из пласта с 98%-ной обводненностью можно извлечь реальные объемы нефти. Первые результаты рассчитываем получить к концу года.

Основная сложность — добиться, чтобы при закачке в пласт «коктейль», как мы его называем, не распадался, а в течение нескольких месяцев при температуре 90 градусов и давлении 200 атмосфер удерживал стабильность и все его компоненты работали слаженно. От этого зависит успех всего проекта.

Ред.: Насколько технология АСП дороже традиционного заводнения?

Я.В.: Вдвое. Поэтому без налоговых льгот эта технология экономически неоправданна. Министерство энергетики и Министерство финансов, с которыми мы ведем переговоры, пока ничего не обещают. Между тем сроки поджимают — в конце года хотелось бы начать подготовку к полномасштабному развитию метода. В апреле на Национальном нефтегазовом форуме генеральный директор СПД Алексей Говзич представил конструкцию льготы, которая, как мы считаем, позволяет минимизировать риски государства. Предлагаем несколько вариантов, в том числе налог на финансовый результат или понижение ставки НДПИ при применении третичных методов.

Ред.: Если получите льготы, окупит ли себя полномасштабный проект при текущих ценах на нефть?

Я.В.: Окупит. Себестоимость добычи в Западной Сибири с применением АСП — около $25 за баррель. Все, что выше это уровня, уже дает добавленную стоимость. Наши расчеты показывают, что при цене нефти в $45–50 технология будет успешно работать и приносить сотни миллионов прибыли как компании, так и государству. В отличие, например, от сланцевой добычи.

Ред.: А как со сроками?

Я.В.: Если пилот окажется успешным и получим помощь от правительства, в 2018-м принимаем инвестиционное решение, с 2020-го строим инфраструктуру — высокопроизводительные установки смешения и закачки, дополнительные скважины, трубопроводы, еще через два года начинаем добычу. В дальнейшем технология может быть тиражирована и на другие месторождения Западной Сибири, в первую очередь, конечно, на промыслы «Газпром нефти». Она добывает в этом регионе 35 млн тонн в год и к тому времени приобретет ценный опыт работы с АСП.

Ред.: ПАВ вы сейчас закупаете в США, полимер – во Франции. Сегодня много говорится об импортозамещении. Можно ли наладить выпуск данной продукции в России?

Я.В.: Конкретные планы на этот счет уже имеются. Компания SNF строит в Саратове завод по производству полимеров для водоочистки. Мы планируем покупать у них часть продукции, этого вполне достаточно. ПАВ тоже должно выпускаться в нашей стране. Нам требуется от 20 до 50 тыс. тонн ПАВ в год. Везти такие объемы из-за рубежа сложно и дорого, к тому же в силу особенностей приготовления этот продукт желательно производить как можно ближе к месторождению. Для выпуска нужных объемов требуются одна-две установки стоимостью не менее $100 млн каждая.

Есть ряд компаний, которые готовы их построить. Мы ведем переговоры с тремя потенциальными поставщиками как полностью российскими, так и СП.

Сложность в том, что для обоснования инвестпроекта им нужен контракт под конкретные поставки. А мы не можем их гарантировать, пока не решен вопрос со льготами. В целом, по расчетам, переход на химическую продукцию российского производства может сократить эксплуатационные затраты проекта на 20–30%, и это без учета снижения логистических издержек.

Ред.: Пик производства на Салымской группе – 8,4 млн тонн – был достигнут в 2011 году, затем добыча начала падать. Сообщалось, что цель СПД не только стабилизировать добычу, но и перейти к росту. Реально ли выполнение этой задачи в нынешних не простых для отрасли условиях?

Я.В.: Вполне. Мы уже переломили спад: в прошлом году добыли 6,1 млн тонн, план на этот год — 6,145 млн. Намерены удерживать этот уровень до 2020 года, причем без применения АСП. В ближайшей перспективе делаем упор на новые технологии бурения и ГТМ, что уже активно прак- тикует на своих месторождениях «Газпром нефть». Освоили зарезку боковых стволов, которую раньше не применяли, в этом году будем бурить две скважины с многостадийным ГРП.

Еще один резерв — разработка трудноизвлекаемых запасов, в первую очередь низкопроницаемых пластов ачимовской свиты, по которым начинаем готовить пилотный проект. Плюс активная геологоразведка. В прошлом году компания выявила 23 области для проведения ГРР с потенциальными запасами 20 млн тонн нефти.

Кроме того, две пробуренные в 2015-м разведочные скважины оказались весьма успешными: первая, автономная, обнаружила нефтеносный участок, который будем разбуривать в следующем году, вторая скважина, глубокая, на тюменскую свиту, открыла участок с легкой нефтью.

Назад к спискупубликаций

salympetroleum.ru

Подтвержден технический успех заводнения АСП

Коэффициент извлечения нефти на пилотном участке достиг 67%, из них эффект от применения технологии АСП составил 15%. Компания продолжит добывать нефть до конца пилотного проекта в конце 1-го квартала 2018 года.

«В настоящее время можно с уверенностью говорить, что с технической точки зрения пилотный проект АСП оказался успешным. Мы доказали, что эта технология повышения нефтеотдачи работает в условиях западносибирской нефтеносной провинции. В настоящее время мы собираем и анализируем всю полученную в рамках пилотного проекта информацию и вскоре представим итоговые результаты эксперимента нашим акционерам и ключевым представителям государственных органов. Они наглядно покажут преимущества применения подобных методов рационального использования недр, для дальнейшего масштабирования которых необходим пересмотр существующей системы налогообложения», – отметил Алексей Говзич, генеральный директор СПД.

«Мы специально выбрали для эксперимента полностью выработанный участок месторождения. В рамках проведения опытно-промышленных работ обводненность добывающих скважин, на которых СПД опробовала технологию АСП, снизилась с 98% до 92% с минимальным значением в 88%, – пояснил Яков Волокитин, начальник управления геологии и разработки месторождений СПД. – Это подтверждает, что АСП можно успешно применять на Салымской группе месторождений, а также на других лицензионных участках региона с высокой обводненностью».

АСП – перспективный метод повышения нефтеотдачи на основе химического заводнения пласта трехкомпонентной смесью (анионные ПАВ, сода и полимер). Коэффициент извлечения нефти удается повысить, закачивая в скважину состав из определенных химических веществ. Анионное поверхностно-активное вещество снижает поверхностное натяжение нефти, а под воздействием соды меняется электрический заряд породы, что, в свою очередь, уменьшает потери ПАВ. Полимер применяется для увеличения вязкости раствора. Технология уже активно применяется в США, Канаде, Китае; опытные исследования проходят в ряде других стран. СПД ведет исследования этой технологии с 2008 года. Компания уже провела ряд лабораторных и полевых испытаний. В 2012 году акционеры СПД утвердили проведение пилотного проекта АСП. Под него компания построила семь скважин, установку смешения компонентов АСП, трубопровод АСП и ряд других производственно-инфраструктурных объектов.

glavteh.ru

Технология АСП повышает эффективность разработки месторождений на 20% RosInvest.Com

Применение химического заводнения на основе технологии АСП позволит добыть нефтедобывающим компаниям, работающим в Югре, дополнительно 2.4 млрд тонн нефти до 2030 года. Такая оценка внедрения нового метода нефтедобычи, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), дана в отчете научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И.Шпильмана, подготовленном по заказу компании Salym Petroleum.

В 2013-2015 гг на Салымской группе нефтяных месторождений Западной Сибири  Salym Petroleum Development N.V. (SPD) будет реализовать пилотный проект по использованию новой технологии, позволяющей повысить коэффициент извлечения нефти, - химического заводнения по технологии АСП.   

 

Технология АСП - метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. 

ASP это Аlkaline/Surfactant/Polymer (щелочь,ПАВ, полимер).

Причем высокая стоимость ПАВ ограничивает эффективность этой технологии.

Технология АСП относится к разряду комбинированных методов повышения нефтеотдачи пластов.

 

Эта технология позволяет уменьшить остаточную нефтенасыщенность  разрабатываемого пласта или, говоря проще,добыть нефть, остающуюся в пластах после использования традиционного метода заводнения.

 

Опытно-промысловые испытания технологии АСП  проводились на месторождении Sho-Vel-Tum в США).

Оторочка содержала 0,5 % ПАВ, 2,2 % карбоната натрия, 0,1 % полимера.

В результате, удалось существенно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), что доказывает эффективность технологии.

Опытным путем выяснено, что при использовании технологии АСП КИН  увеличивается в диапазоне 15-25 %, причем зависит от концентрации полимера.

Оптимальным в оторочках является содержание: щелочи - более 1%, ПАВ -около 0,3%, полимер- более 0,15%. 

«При создании определенных налоговых стимулов полномасштабное применение АСП станет экономически привлекательным способом увеличения нефтеотдачи, позволит продлить срок эксплуатации месторождений и нарастить добычу, что, безусловно, пойдет на пользу и региону, и компаниям, и государству», – отметил гендиректор SPD С.Дюркин.

Начупр новых технологий SPD Я.Волокитин предполагает тиражирование технологии на других месторождениях региона после апробации на существующей инфраструктуре.

Как отмечено в отчете, «технология АСП применялась на нефтяных месторождениях разных стран мира, включая Китай, Индию, Канаду и США. По результатам применения прирост КИН оценивается в 10-20% (от начальных геологических запасов) по сравнению с обычным заводнением. Месторождения ХМАО, в т.ч. и такие крупнейшие объекты разработки как Самотлорское, Федоровское и Приобское, обладают схожими свойствами с нефтяными пластами, на которых получен положительный опыт применения технологии АСП».

«Технология АСП совмещает в себе преимущества использования поверхностно-активных веществ, соды и полимеров и позволяет вывести эффективность разработки месторождений на принципиально новый уровень. При создании определенных налоговых стимулов применение данной технологии позволит не только предотвратить падение добыче в главном нефтедобывающем округе России, но и нарастить объемы югорской нефти и привлечь инвестиции для динамичного развития смежных отраслей в регионе, таких как нефтехимия и высоко-технологичные нефтесервисные услуги», – отметил начальник управления новых технологий SPD Я. Волокитин.

SPD ведет исследования технологии АСП с 2008 г.

Компания провела  лабораторных и полевых испытания.

Акционерами Salym Petroleum Development N.V. (SPD)  на паритетных началах  являются Shell и Газпром нефть.

14 февраля 2011 г  Газпром нефть после получения 100 % контроля над Sibir Energy, автоматически стала партнёром Shell в компании Salym Petroleum Development (SPD).

Первые тонны нефти были получены на Западном Салыме в середине декабря 2004 г.

Применение химического заводнения на основе технологии АСП позволит добыть нефтедобывающим компаниям, работающим в ХМАО – Югре, дополнительно 2.4 млрд тонн нефти до 2030 года. Такая оценка внедрения нового метода нефтедобычи, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), дана в отчете научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И.Шпильмана, подготовленном по заказу компании Salym Petroleum Development N.V. (SPD). SPD реализует пилотный проект по химическому заводнению по технологии АСП на Салымской группе месторождений Западной Сибири.

Как отмечено в отчете, «технология АСП применялась на нефтяных месторождениях разных стран мира, включая Китай, Индию, Канаду и США. По результатам применения прирост КИН оценивается в 10-20% (от начальных геологических запасов) по сравнению с обычным заводнением. Месторождения ХМАО, в т.ч. и такие крупнейшие объекты разработки как Самотлорское, Федоровское и Приобское, обладают схожими свойствами с нефтяными пластами, на которых получен положительный опыт применения технологии АСП».

rosinvest.com

Использование ASP-заводнения при эксплуатации высокообводненных скважин

Библиографическое описание:

Мамышева М. Ю. Использование ASP-заводнения при эксплуатации высокообводненных скважин // Молодой ученый. — 2018. — №24. — С. 62-63. — URL https://moluch.ru/archive/210/51491/ (дата обращения: 24.10.2018).



Рассмотрена проблема увеличения степени извлечения нефти из недр или увеличения конечной нефтеотдачи пластов. Наиболее актуальными являются вопросы, касающиеся проблемы увеличения нефтеотдачи пластов при эксплуатации высокообводненных скважин, находящихся на завершающей стадии разработки. В данной работе приведен метод ASP-заводнения.

Все большее количество месторождений входит в позднюю стадию эксплуатации, характеризующуюся высокой обводненностью продукции.

При этом огромные объемы закачиваемой и добываемой воды приводят к огромным затратам на её подготовку и утилизацию, что не обеспечивает рентабельной добычи нефти. Это приводит к снижению темпы отбора жидкости из пласта, отключать обводнившиеся скважины, участки и даже отдельные залежи. Процесс разработки нефтяного месторождения завершается полным обводнением продукции, хотя остаточные запасы в ней могут составлять от 10 до 70 % и более от первоначальных [5].

В условиях Западной Сибири при освоении залежей высоковязкой нефти перспективными являются химические методы увеличения нефтеотдачи пласта, которые предусматривают закачку в пласт водного раствора химических реагентов. На данный момент наиболее часто реализуемой технологией является полимерное заводнение. Усовершенствованный метод полимерного заводнения — ASP-заводнение (alkaline-surfactant-polymer flooding) — метод нагнетания в пласт водного раствора щелочи, поверхностно активного вещества и полимера.

Целью предлагаемого метода, заключается в нагнетании оторочки реагентов, включающих щелочь, ПАВ и полимеры. Добавление к воде ПАВ, щелочи, полимера и их комбинаций (ASP-заводнения) в небольших дозах увеличивает нефтевытесняющие свойства нагнетаемой воды.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водными мало-концентрированными растворами ПАВ основано на снижение межфазного натяжение между нефтью и водой до ультранизких значений 0,05–0,01 мН/м, за счет чего достигается извлечение остаточной нефти, удерживающейся в капиллярных ловушках после заводнения. Остаточная нефть может быть мобилизована, через снижение межфазного натяжение между нефтью и водой. Мобилизованные капли нефти формируют нефтяной вал. В свою очередь добавление высокомолекулярных полимерных композиций в пласты рассматривается, как способ увеличения вязкости нагнетаемой воды и снижения ее подвижности, за счет чего происходит повышение охвата продуктивного пласта, а также выравнивание неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пористой среды [5].

Были сделаны следующие выводы о воздействии ASP на экологию:

  1. Технология ASP позволяет более рационально и интенсивно использовать природные ресурсы.
  2. Так как для ASP не требуется строить новую промысловую инфраструктуру, предприятие может свести к минимуму вред окружающей среде.
  3. При применении ASP срок нефтедобычи составляет всего 3–5 лет, в отличии от традиционного заводнения, что свидетельствует об энергоэффективности технологии.
  4. Компания Environmental Resources Management (ERM), одна из лидирующих на мировом рынке экологических организаций, оценила воздействие технологии ASP на окружающую среду как «незначительное и слабое».
  5. Компоненты, входящие в смесь ASP, нетоксичны. Они используются в бытовой химии (сода и ПАВ) и в водоочистке (полимер). Кроме того, коды токсичности и предельно допустимой концентрации (ПДК) всех компонентов не превышают установленных норм [6].

ASP-заводнение на данный момент является наиболее перспективным методом увеличение нефтеотдачи, т.к позволяет увеличить срок нефтедобычи обводнившихся месторождений. Необходимы детальное исследование, расчет и проектирование мультидисциплинарной группой специалистов опытно-промышленного испытания пилотного проекта по применению технологии в условиях Западной Сибири.

Литература:
  1. Методы увеличения нефтеотдачи и технология АСП (Электронный ресурс)/ Я. Е. Волокитин. — Режим доступа: https://rogtecmagazine.com/методы-увеличения-нефтеотдачи-и-техн/?lang=ru
  2. Нефтедобыча: запасы и КИН (Электронный ресурс)/ С. А. Барков. — Режим доступа: https://neftegaz.ru/science/view/932-Neftedobycha-zapasy-i-KIN
  3. Магадова Л. А., Подзорова М. С., Магадов В. Р. Методические основы проведения лабораторных исследований составов для ASP-заводнения //Территория НЕФТЕГАЗ. — 2013. — №. 6. — С. 48–52.
  4. Волокитин Я. и др. Исследование адсорбционных процессов при АСП-заводнении для условий Западно-Салымского месторождения // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добычи. — Society of Petroleum Engineers, 2012.
  5. Увеличение нефтеотдачи на основе АСП [Электронный ресурс] — Режим доступа. — URL: https://salympetroleum.ru/technologies/newoil/asp
  6. Разработка нефтяных и газовых месторождений, проект физико-химического воздействия [Электронный ресурс] — Режим доступа. — URL: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/92-proekt-fiziko-khimicheskogo-vozdejstviya

Основные термины (генерируются автоматически): ASP, ERM, Западная Сибирь, нагнетаемая вода, окружающая среда, остаточная нефть, пласт, полимерное заводнение, срок нефтедобычи.

Похожие статьи

Технология полимерного заводнения на поздней стадии...

Основные термины (генерируются автоматически): полимерное заводнение, закачиваемая вода, добыча нефти

Микробиологические методы повышения нефтеотдачи привлекают внимание высокой эффективностью и безопасностью для окружающей среды.

Разработка месторождений с применением ПАВ-полимерного...

Технология полимерного заводнения на поздней стадии... Одной из причин недостаточной эффективности заводнения является высокое соотношение вязкостей добываемой нефти и закачиваемой воды, кроме того, неоднородность пласта усиливает неравномерность...

Экологические проблемы нефтяной промышленности России

Ключевые слова: нефть, нефтеперерабатывающая промышленность, загрязнение, токсичность, радионуклиды, окружающая среда.

Эта загрязненная вода может содержать нефтяные остатки и многие другие опасные отходы.

Технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода...

После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с различными

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые

- CO2 безопасен для окружающей среды, он не дает сточных вод и отработанных...

Индикаторные исследования как метод выявления техногенной...

В последние годы в Западной Сибири, с целью определения наличия техногенной трещиноватости в разрабатываемых пластах, способствующей

Основной фронт перемещения нагнетаемой воды с родамином G ориентирован в западном и северо-западном направлениях.

Воздействие на окружающую среду продуктов... | Молодой ученый

В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири.

окружающая среда, водная поверхность, поверхность воды, вод, нефть, загрязнение, нефтяное загрязнение, нефтяная пленка, водная экосистема, нефтепродукт.

Воздействие нефтедобычи на окружающую среду

Поскольку нефть легче воды, она растекается по воде тонкой пленкой на значительную площадь.

воздействие нефтедобычи, социальных условий и здоровья населения, окружающую среду.

Изменения коллекторских свойств неоднородных пород

Основные термины (генерируются автоматически): поздняя стадия разработки, скважина, закачиваемая вода, зона, поровое пространство, остаточная нефть, пластовая нефть, пласт, отложение, нагнетаемая вода, добыча

Использование ASP-заводнения при эксплуатации...

Исследование воздействия электрическими разрядами высокого...

Исследование существующих рабочих агентов иметодов полимерного заводнения пластов.

Другая часть нефти остается в зонах, промытых в процессе заводнения.

Использование ASP-заводнения при эксплуатации... Добавление к воде ПАВ, щелочи, полимера и их...

moluch.ru

«Газпром нефть», Shell и «Салым Петролеум» объявили об успешности применения технологии АСП

Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД) совместно с Научно-техническим центром «Газпром нефти» и техническими специалистами концерна Shell провела успешное тестирование перспективного химического метода увеличения нефтеотдачи. Применение технологии АСП на истощенном участке Западно-Салымского месторождения в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре (ХМАО) позволило увеличить коэффициент извлечения нефти до 69%. Это почти вдвое превышает средние показатели в российской нефтяной отрасли. Об этом сообщила «Газпром нефть».

В мировой практике средний коэффициент извлечения нефти (КИН) варьируется от 20% до 50% — столько сырья можно получить, используя современные способы увеличения нефтеотдачи, отмечает компания. В российской нефтегазовой отрасли в среднем этот показатель находится на уровне 35%. Сегодня значительная часть месторождений прошла второй этап разработки, эффективность добычи на котором достигается за счет закачки воды в пласт. Заводнение помогает поддерживать пластовое давление и вытеснять нефть в добывающие скважины. На третьем этапе разработки возможно применение различных методов повышения нефтеотдачи, в том числе с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров. ПАВ снижают поверхностное натяжение нефти, а полимеры делают воду более вязкой, позволяя более равномерно вытеснять нефть из пласта в сторону добывающих скважин.

В рамках пилотного проекта СПД совместно с «Газпром нефтью» и Shell осуществили заводнение с использованием смеси из поверхностно-активных веществ, соды и полимеров (АСП-заводнение**), не оказывающей влияния на окружающую среду. Разработка пилотного проекта по применению этой технологии началась в 2009 году и прошла все этапы от лабораторных исследований до полевого эксперимента на Западно-Салымском месторождении. В результате на опытном участке месторождения удалось достичь коэффициента извлекаемой нефти в 69%, из них эффект от применения АСП-заводнения — 17%.

Результаты пилотного проекта демонстрируют большой потенциал для применения технологии химического заводнения в Западной Сибири. Уже разработана концепция внедрения метода на территории Западно-Салымского месторождения СПД, а также определены объекты для ее возможного использования на месторождениях «Газпром нефти» с похожими геологическими условиями.

Возможности для дальнейшего широкомасштабного внедрения технологии ограничены существующей моделью налогообложения отрасли. Использование инновационного метода АСП-заводнения дает возможность повысить добычу, увеличивая ценность проекта и формируя дополнительную налоговую базу. Однако себестоимость применение технологии вкупе с дальнейшим налогообложением на общеотраслевом уровне делает подобные проекты нерентабельными. Специалисты «Газпром нефти», Shell и СПД разработали предложения по экономическому стимулированию внедрения третичных методов увеличения нефтеотдачи, позволяющих вовлекать в разработку остаточные запасы истощенных месторождений. Предложения обсуждаются с профильными государственными ведомствами.

«Использование новой технологии позволяет добиться результатов, которые существенно превосходят привычные для отрасли показатели. Во время опытно-промышленных испытаний нам удалось извлечь из недр почти вдвое больше обычного — около 70% содержащейся в пласте нефти. Особенно ценна возможность применения этой технологии на истощенных месторождениях, в регионах, где добыча ведется уже много лет и естественным образом идет на спад. Внедрение нового метода, подкрепленное механизмом налоговой поддержки, даст вторую жизнь зрелым активам в традиционных регионах нефтедобычи и на много лет продлит срок эксплуатации этих месторождений. При создании дополнительных мер налогового стимулирования мы сможем извлекать нефть, которая иначе никогда не будет добыта. Это обернется безусловной выгодой и для государства в виде налоговых поступлений, и для отрасли за счет увеличения ресурсной базы, и для регионов, получивших новый стимул для экономического развития», — отметил первый заместитель генерального директора «Газпром нефти», руководитель блока разведки и добычи Вадим Яковлев.

«Повышение эффективности разработки месторождений — один из приоритетов «Газпром нефти». Для увеличения нефтеотдачи наших активов мы участвуем в тестировании технологий, в разработке которых принимают участие команды специалистов из разных научных дисциплин. Такая комплексная работа позволяет нам создавать оптимальные решения для каждого конкретного месторождения», — заявил директор дирекции по технологиям «Газпром нефти», генеральный директор Научно-Технического Центра Марс Хасанов.

«Это первый проект подобного рода в России. Его результаты продемонстрировали высокую технологическую эффективность метода АСП в условиях Западной Сибири и являются наглядным примером рационального использования недр. Мы доказали, что технология работает в Салыме, и сегодня в наших руках есть необходимые данные для обсуждения дорожной карты для ее полноценного внедрения в отраслевую практику, в том числе с использованием механизмов налогового стимулирования», — подчеркнул генеральный директор «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» Майкл Коллинс.

По оценке НАЦ РН им. В. И. Шпильмана, только в ХМАО-Югре применение технологии АСП позволит увеличить объемы извлекаемых запасов нефти на 3,8 млрд тонн.

АСП (анионные ПАВ, сода и полимер) — метод повышения нефтеотдачи на основе химического заводнения пласта трехкомпонентной смесью. Анионное ПАВ снижает поверхностное натяжение нефти, а под воздействием соды меняется электрический заряд породы, что, в свою очередь, уменьшает потери ПАВ. Полимер применяется для увеличения вязкости раствора. Технология уже активно применяется в США, Канаде, Китае. Опытные исследования проходят в ряде других стран.

04.10.2018

oilgascom.com

Технология АСП повышает эффективность разработки месторождений на 20%. А что с экологией? // Нефтесервис // Новости

Применение химического заводнения на основе технологии АСП позволит  нефтедобывающим компаниям, работающим в ХМАО, добыть дополнительно 2.4 млрд т нефти до 2030 г.

 

Такая оценка внедрения нового метода нефтедобычи, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), дана в отчете научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И.Шпильмана (НАЦ РН), подготовленном по заказу  Salym Petroleum.

В 2013-2015 гг на Салымской группе нефтяных месторождений Западной Сибири  Salym Petroleum Development N.V. (SPD) будет реализовать пилотный проект по использованию новой технологии, позволяющей повысить коэффициент извлечения нефти, - химического заводнения по технологии АСП.   

 

Технология АСП - метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит идея закачки в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера. 

ASP это Аlkaline/Surfactant/Polymer (щелочь,ПАВ, полимер).

Причем высокая стоимость ПАВ ограничивает эффективность этой технологии.

Технология АСП относится к разряду комбинированных методов повышения нефтеотдачи пластов. 

Эта технология позволяет уменьшить остаточную нефтенасыщенность  разрабатываемого пласта или, говоря проще, добыть нефть, остающуюся в пластах после использования традиционного метода заводнения. 

Опытно-промысловые испытания технологии АСП  проводились на месторождении Sho-Vel-Tum в США).

Оторочка содержала 0,5 % ПАВ, 2,2 % карбоната натрия, 0,1 % полимера.

В результате, удалось существенно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН), что доказывает эффективность технологии. 

Опытным путем выяснено, что при использовании технологии АСП КИН  увеличивается в диапазоне 15-25 %, причем зависит от концентрации полимера.

Оптимальным в оторочках является содержание: щелочи - более 1%, ПАВ -около 0,3%, полимер- более 0,15%.

 

Величины, конечно, небольшие, но не нужно забывать, что эти вещества могут в почву и грунтовые воды попасть.

Что тогда?

На это пока вопросов нет.

 

«При создании определенных налоговых стимулов полномасштабное применение АСП станет экономически привлекательным способом увеличения нефтеотдачи, позволит продлить срок эксплуатации месторождений и нарастить добычу, что, безусловно, пойдет на пользу и региону, и компаниям, и государству», – отметил гендиректор SPD С.Дюркин.

Начупр новых технологий SPD Я.Волокитин предполагает тиражирование технологии на других месторождениях региона после апробации на существующей инфраструктуре.

Как отмечено в отчете, «технология АСП применялась на нефтяных месторождениях разных стран мира, включая Китай, Индию, Канаду и США. По результатам применения прирост КИН оценивается в 10-20% (от начальных геологических запасов) по сравнению с обычным заводнением. Месторождения ХМАО, в т.ч. и такие крупнейшие объекты разработки как Самотлорское, Федоровское и Приобское, обладают схожими свойствами с нефтяными пластами, на которых получен положительный опыт применения технологии АСП». «Технология АСП совмещает в себе преимущества использования поверхностно-активных веществ, соды и полимеров и позволяет вывести эффективность разработки месторождений на принципиально новый уровень. При создании определенных налоговых стимулов применение данной технологии позволит не только предотвратить падение добыче в главном нефтедобывающем округе России, но и нарастить объемы югорской нефти и привлечь инвестиции для динамичного развития смежных отраслей в регионе, таких как нефтехимия и высоко-технологичные нефтесервисные услуги», – отметил начупр новых технологий SPD Я. Волокитин.

 

SPD ведет исследования технологии АСП с 2008 г.

Компания провела  лабораторных и полевых испытания.

Акционерами Salym Petroleum Development N.V. (SPD) на паритетных началах  являются Shell и Газпром нефть.

14 февраля 2011 г  Газпром нефть после получения 100 % контроля над Sibir Energy, автоматически стала партнёром Shell в SPD.

Первые тонны нефти были получены на Западном Салыме в середине декабря 2004 г.  

Обсудить на форуме

 

neftegaz.ru