главная / банк технологий / методы увеличения нефтеотдачи ...

О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов


(в порядке обсуждения)
Ю.А. Поддубный (ООО «РН-Перспектива», ОАО НК «Роснефть»),
С.А. Жданов (ОАО «ВНИИнефть»)
 
4/2003
С. 19-25.
 
About classification of the methods of enhanced oil recovery of formations
Yu.A. Poddubny (RN-Perspecktiva ООО, Rosneft NK ОАО), S.A. Zhdanov (VNIIneft ОАО)
Geological and technical actions are given that are aimed at effective working of oil deposits. Characteristics of some commercial projects involving enhanced oil recovery in the USA and Canada is given. An approximate list of efficient technologies aimed at enhanced oil and gas production and enhanced oil recovery of formations is included.
 
Россия входит в число тех нефтедобывающих стран мира, которые уже много лет активно занимаются проблемами создания, испытания и применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Темпы развития работ в этой области особенно заметно стали увеличиваться с 1976 г. Если в 1975 г. добыча нефти в СССР за счет применения МУН составляла 1,6 млн. т, тο уже к 1985 г, она увеличилась до 5 млн. т. Десятки новых технологий стали активно внедряться практическиво всех нефтедобывающих районах страны. Особенно быстрое развитие получили тепловые методы воздействия на пласты, насыщенные высоковязкими нефтями. К 1985 г. тепловые методы обеспечивали более 60 % общей добычи от применения МУН [1].
Еще более значительное увеличение добычи нефти за счет МУН наблюдалось после 1985 г., и к 1991 г. она возросла до 11,4 млн. т, в том числе за счет тепловых методов до 3,9 млн. т и физико-химических - 7 млн. т [2, 3].
К этому времени уже имелся опыт применения МУН на 365 участках 150 месторождений страны, из которых в работе находилось 159 участков на 120 месторождениях. Эти показатели соответствовали общепринятым в мировой практике.
В дальнейшем объемы применения методов увеличения нефтеотдачи и добыча за счет них начали снижаться. К сожалению, точные и конкретные данные по объему и эффективности применения МУН пластов в России за последние годы отсутствуют (существовавшая система статистической отчетности по этим методам была разрушена в начале 90-х годов), поэтому в настоящее время можно пользоваться только общими оценками и косвенными показателями.
Так, в 2000 г. по запросу Минэнерго РФ нефтяные компании России представили данные по дополнительной добыче нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи. Согласно этим данным, в 2000 г. добыча нефти за счет применения ГРП, горизонтальных скважин, зарезки вторых стволов, тепловых, физико-химических, газовых и прочих методов составила около 43 млн. т, в том числе за счет физико-химических - 13,4 млн. т. Однако эти цифры вызывают сомнения. Если учесть и исключить из физико-химических технологий методы обработки призабойной зоны (ОПЗ) и технологии выравнивания профилей приемистости, то добыча нефти за счет МУН в России в настоящее время не превышает 3,6 млн. т. По нашему мнению, такая резкая неоднозначность оценок связана с отсутствием единого подхода к систематизации и перечню методов увеличения нефтеотдачи пластов, а также с отсутствием в отрасли единой методики определения эффективности применения МУН. Необходимо упорядочить отчетность о результатах применения методов увеличения нефтеотдачи в стране.
В настоящее время доминирует тенденция прекращения новых опытно-промышленных работ по методам увеличения нефтеотдачи пластов. Это в первую очередь относится к высокоэффективным масштабным (обеспечивающим большой прирост нефтеотдачи) методам, которые, как правило, требуют использования дорогостоящих специальных технических средств (тепловые и газовые методы), значительных объемов химических реагентов (полимеров, ПАВ и др.), трудоемких подготовительных работ и больших сроков реализации. Немаловажным является «отдаленность» и рискованность получения конечных положительных результатов. В последние десять лет остановлены работы по испытанию и применению газовых методов, которые, по оценкам специалистов, могли бы обеспечить значительную эффективность разработки месторождений страны.
В настоящее время нефтедобывающие предприятия в применении МУН не заинтересованы, выбирают, что лучше «синица в руках, чем журавль в небе». Именно поэтому в последние годы преимущественное развитие получают более дешевые и простые, но и менее эффективные методы, оказывающие влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН).
Наметилось выхолащивание самого понятия МУН (повышения нефтеотдачи пластов (ПНП),чему в значительной мере способствуют публикации о широком применении в ряде нефтяных компаний высокоэффективных зарубежных и ранее «неизвестных» в России технологий, повышающих нефтеотдачу пласта. Именно поэтому часто компании все выполненные геолого-технические мероприятия (ГТМ) относят к работам по ПНП.
Существующее многообразие классификаций и терминов, связанных с методами увеличения нефтеотдачи, в каждом случае требует четких разъяснений, иначе сущность и смысл публикуемых анализов и обобщений становятся противоречивыми и неясными. Прежде всего это касается методов воздействия на призабойную зону скважин, которые во многих случаях необоснованно включаются в отчетность по МУН. То же самое относится к технологиям гидроразрыва пластов и строительства горизонтальных скважин. Эти технологии в основном являются технологиями интенсификации добычи нефти и несущественно влияют на конечный КИН, о чем свидетельствуют детальные обобщения промысловых данных. В то же время они обеспечивают интенсификацию разработки и заметно улучшают экономические показатели [4, 5].
"Oil and Gas Journal" каждые 2 года публикует статистику применения третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по странам мира и конкретным месторождениям. Россия - единственная страна, которая там в последние годы не упоминается. По существу,мы имеем более полные данные по применению МУН в США, Китае и других странах, чем в нефтяных компаниях России [6-10].
За рубежом общеприняты два термина, объединяющих методы воздействия на нефтяной объект с целью улучшения нефтедобычи: EOR (Enhanced Oil Recovery) и IOR (Improved Oil Recovery). К первому в основном относятся методы, которые основаны на применении вытесняющих агентов, отличных от воды (тепловые, газовые, химические и микробиологические методы); второй термин включает скважинные технологии и другие методы воздействия, приводящие к интенсификации нефтедобычи и косвенно к увеличению нефтеотдачи.
Для лучшего понимания отличий зарубежных подходов к пониманию МУН от превалирующих в настоящее время в России рассмотрим конкретные примеры по современным проектам в США и Канаде.
Характеристика некоторых коммерческих проектов применения МУН в США и Канаде.
Закачка газа (СО2 и углеводородного газа) на месторождении Хол-Гарни.
Работы на месторождении Хол-Гарни в Канзасе хотя и проводятся в опытном масштабе, являются началом крупной программы для 10 месторождений, уже выработанных с помощью заводнения.
Для проведения опытных работ выбран участок площадью 16,2 га, где расположено 10 скважин с дебитами около 5,5 т/сут. Проект имеет две фазы. Первая, продолжительностью около 1 года, - подготовительная. Вторая, продолжительностью 4 года, - основная.
По мнению экспертов компании-оператора Shell,дополнительная добыча нефти по месторождению Хол-Гарни должна составить от 4,2 до 6,8 млн. т, а суммарный отбор достичь 27,1 - 29,7 млн. т. Дополнительно за счет проекта добытой нефти должно быть достаточно для обеспечения окупаемости работ.
Указанный проект обращает на себя внимание тем, что, во-первых, он направлен на доизвлечение остаточных после заводнения запасов нефти, т.е. на реанимацию выработанных продуктивных пластов, во-вторых, - это масштабная программа, в которой будет задействовано 10 истощенных месторождений штата.
Закачка в пласт СО2 на месторождении RangelyWeberSandUnit.
Это месторождение открыто в конце 40-х годов; оно расположено в шт. Колорадо и является самым крупным в данном регионе.
С целью достижения более высокой нефтеотдачи операторы приступили к закачке в пласт СО2 в условиях смешиваемости с нефтью попеременно с водой для увеличения охвата пласта воздействием. Диоксид углерода закачивали в 259 скважин. Работы в сущности считаются успешными, но охват пласта все же остается низким, так как прорыв СО2 происходит очень быстро: через 10-20 сут вместо 6-9 мес согласно расчетам.
Для выяснения причин сложившегося положения был выполнен детальный комплексный анализ работы более 100 пар нагнетательных - добывающих скважин с прорывом газа. В результате установлено наличие трещин или элементов суперколлектора, которые не проявляли себя при обычном заводнении. Проблему изоляции высокопроводящих разностей решали с помощью хромово-полиакриламидного геля.
По данной технологии проведены работы в двух нагнетательных элементах. В первую нагнетательную скважину закачали 1638 м3 геля. После обработки добыча газа уменьшилась и в течение 18 мес. дебит нефти оставался стабильным на уровне 27 т/сут. Во вторую скважину закачали 1615 м3 геля. Результат оказался также положительным. Затем обработали еще 15 элементов. Этот пример ярко демонстрирует подчиненность (второстепенность) скважинных технологий по сравнению с методом разработки объекта.
Кроме того, данный проект свидетельствует о рискованности применения МУН и необходимости на практике вносить коррективы в ранее обоснованные технологические решения.
Закачка композиции щелочь-ПАВ-полимер на месторождении Кэмбридж.
Цель закачки такой комбинированной композиции при реализации процесса заводнения состоит в уменьшении остаточной нефтенасыщенности разрабатываемого пласта. При этом контролируются такие характеристики, как соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего флюидов и поверхностное натяжение на их границе. К настоящему времени известно четыре проекта с использованием такой технологии: три в США и один в Китае.
Согласно выполненным расчетам, по адаптированной модели заводнение обеспечивало коэффициент нефтеизвлечения в охваченной области пласта 32,8 %, а с использованием композиции щелочь-ПАВ-полимер - 56,2 %, т.е. прирост нефтеотдачи составил 23,4 %.
Для реализации технологии ЩПП построен специальный завод для хранения реагентов, приготовления композиции и его подачи в скважину. К нагнетанию композиции приступили в феврале 1993 г., т.е. через месяц после начала обычного заводнения. К этому времени текущий КИН оценивался в 4,5 %. К концу сентября 1996 г. в пласт было закачано 284,7 тыс. м3 композиции, затем приступили к нагнетанию полимерного раствора (277,6 тыс. м3) объемом 25,2 % объема пор пласта. Общее количество закачанных в пласт флюидов составило 49,6 % объема пор.
Стоимость дополнительно добытой нефти составила 17,96 долл/т. Этот пример наглядно демонстрирует затратность, долговременность и масштабность проектов ПНП.
Паротепловое воздействие с использованием горизонтальных скважин.
Компания Petro Canada ориентируется на технологию SAGD, основанную на применении горизонтальных скважин, она уже реализует свой проект стоимостью 300 млн. долл. на площади Мак Кэй Ривер. Всего у компании 76 опытных участков.
Текущий начальный проект охватывает только 11 участков с запасами битумов около 37-48 млн. м3 и согласно плану должен обеспечить добычу 4770 м3/сут битума в течение 25 лет.
Другой проект готовится компанией En Canada Oil and Gas и должен быть запущен в конце 2002 г. на месторождении Кристина Лэйк. Общая стоимость проекта составляет 500 млн. долл. Предусматривается строительство около 700 горизонтальных скважин. Проект рассчитан на три фазы. Первая фаза - 2003 г. с добычей 1590 м3/сут, вторая - с добычей 6360 м3/сут и третья - 2008 г. с добычей 11130 м3/сут.
На рисунке приведены данные применения МУН за последние годы в США, по которым можно констатировать резкое снижение общего числа действующих проектов МУН. Однако ошибочным будет вывод, что за рубежом снизился интерес к методам повышения нефтеотдачи. Скорее сузился в целом круг научных исследований, они все больше сосредоточены на оправдавших себя технологиях, которые применяются в оптимальных геолого-физических условияхс увеличением масштабов внедрения. Именно на это указывает факт, что несмотря на резкое снижение числа проектов МУН, их средняя производительностьувеличилась адекватно и составляет 200-220 тыс. т нефти в год на один проект. Иначе говоря, идет активный процесс коммерциализации применения методов ПНП, т.е. они дают прибыль.
Такое увеличение действующей мощности каждого проекта достигается укрупнением проектов и совершенствованием методов за счет их модификации и привлечения вспомогательных технологий. Последнее относится, прежде всего, к использованию технологий, блокирующих байпасное движение основного агента по промытым зонам и интервалам пласта, за счет чего обеспечивается увеличение охвата пласта воздействием.
В то же время число чисто экспериментальных работ в последние годы в США составляет всего 4-12, а их единичная производительность по годовой добыче не превышает 2,5 тыс. т нефти. Однако необходимо отметить, что многие из этих работ выполняются с участием государства.
Отличительная характеристика коммерческих проектов от опытных (пилотных) работ отражена в обобщенных нами данных, представленных в табл. 1. В ней приведены типовые характеристики участков реализации МУН, в США, Канаде, Венесуэле и Китае.
Таблица 1
МУН
Число скважин
Число скважин
всего на участке
в том числе нагнетательных
всего на участке
в том числе, нагнетательных
Пилотные испытания
Коммерческие этапы (фазы) применения
Тепловые
12-20
0-6
100-250
30-60
Газовые
15-50
4-8
100-160
50-70
Химические
10-20
3-6
25-Ι20
8-40
Микробиологические
14-20
0-8
40-80
0-40
В России за последние десять лет можно констатировать, что практически нет развития пилотных проектов «масштабных»
Применение современных МУН на месторождениях США: 1 - число проектов; МУН: 2 - газовые; 3 - тепловые; 4 - другие; 5 - все методы методов ПНП до стадии коммерческой реализации.
Отличительной чертой «проекта ПНП» от пилотного (где может быть лишь один элемент разработки, одна скважино-операция в нагнетательной скважине) является достаточно большое число охваченных воздействием скважин. В СССР существовал примерно такой же подход к оценке работ по ПНП, когда учитывались не обработанные элементы нагнетательных скважин или скважино-операции по технологиям (как это делается в настоящее время), а обособленные участки месторождений, где выполнялись долговременные работы. Например, реализация технологий ПНП по отчетности осуществлялась в разные годы всего на 159-365 участках 120-150 месторождений страны вместо сегодняшних рапортов-публикаций о десятках тысяч операций по ПНП на таком же числе месторождений. При существующем в настоящее время подходе создается видимость, что у нас ежегодно идет «обновление» на 80-90 % работ по ПНП, обрабатываются все новые и новые участки - элементы. Поэтому существующий подход в пользу скважино-операции ПНП явно ошибочен.
В связи с изложенным необходимо восстановить отраслевую статотчетность по применению МУН на месторождениях России, гармонизировав подходы учета с международной практикой. Прежде всего это касается принципа учета не технологий как таковых (их число и названия меняются,
обновляются и множатся ежегодно), а действующих проектов МУН. Необходимо в какой-то мере ужесточить типизацию и классификацию МУН, вернувшись к понимаю этих работ как было в СССР и как есть сегодня в мировой практике.
Целесообразно составить отраслевой документ по терминам и определениям МУН, классификационным и отличительным признакам технологий по видам воздействия, который бы дополнил и уточнил действующие отраслевые регламенты и РД. О необходимости этого свидетельствует бесспорно устаревший перечень МУН (ПНП), включенный в классификатор ремонтных работ (табл. 2) [11]. То же можно сказать и об отраслевой форме отчетности РМ-61, где МУН классифицированы ограниченным перечнем в следующем виде:
- ГРП;
- физико-химические методы (раздельно по методам);
- тепловые методы;
- скважины с горизонтальными стволами;
- газовые методы.
Таблица 2
Шифр
Виды и подвиды работ
ПНП1
Создание оторочек:
ПНП1-1
растворителя;
ПНП1-2
раствора ПАВ;
ПНП1-3
растворов полимеров;
ПНП1-4
кислот;
ПНП1-5
щелочей;
ПНП1-6
теплоносителей (горячей воды, пара и т.д.);
ПНП1-7
газожидкостных смесей;
ПНП1-8
газа;
ПНП1-9
парогазовых смесей;
ПНП1-10
других реагентов.
ПНП1-10.1
активного ила;
ПНП1-10.2
мицеллярного раствора и т.д.
ПНП2
Вибровоздействие на пласт
ПНП3
Биовоздействие на пласт
ПНП4
Волновое воздействие на пласт
ПНП5
Магнитное воздействие на пласт
ПНП6
Электрическое воздействие на пласт
ПНП7
Прочие виды воздействия на пласт
ПНП7-1
Инициирование и регулирование внутрипластового горения и др.
В РД 153-39.0-110-01 принята современная классификация гидродинамических методов повышения нефтеотдачи по различию технологии осуществления и степени воздействия их на продуктивные пласты [12].
К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые реализуются через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение и активную разработку слабо дренируемых запасов.
Эти методы объединяются под названием «нестационарное заводнение» и включают:
в нагнетательных скважинах:
- циклическое заводнение, перемену направлений фильтрационных потоков;
- методы обработки призабойной зоны;
- физические методы улучшения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обра ботки, дополнительную перфорацию, забуривание вторых стволов в аварийных скважинах и др.);
в добывающих скважинах:
-   изменение (оптимизацию) отборов жидкости;
- воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы);
- физико-химические обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);
- забуривание вторых и горизонтальных стволов.
Ко второй группе относятся методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия. Степень их влияния на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они индивидуально обосновываются в проектных документах: технологических схемах, проектах разработки и доразработки, анализах разработки и авторских надзорах.
К ним относятся:
-   организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные:
- бурение дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривание вторых стволов, горизонтальных стволов, перевод скважин с других объектов или пластов, разукрупнение объектов, организация зон и полей самостоятельной разработки;
-   организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений:
- другие модификации технологий заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти.
Эта классификация по гидродинамическим методам ПНП, сохраняющая преемственность методических подходов из многолетней научной практики СССР, представляется нам логически обоснованной. Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты направлены на повышение интенсивности воздействия на слабо дренируемые запасы нефти и вовлечение в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых балансовых запасов нефти в объекте разработки.
Методы и мероприятия по регулированию процесса разработки (составление планов ГТМ) планируются и реализуются недропользователями ежегодно на базе рекомендаций научно-исследовательских и проектных организаций, осуществляющих научное сопровождение проекта [13]. Такие текущие работы обеспечивают достижение проектных показателей и не могут претендовать на их прямое отнесение кПНП. Прежде всего это касается технологий OПЗ, ГРП, бурения вторых стволов и других, выполняемых в отдельных скважинах.
При этом под воздействием на призабойную зону пласта понимается комплекс осуществляемых в скважинах работ по изменению фильтрационных характеристик вскрытых пластов или физико-химических свойств насыщающих их жидкостей в непосредственной близости от скважины с целью повышения или восстановления продуктивности (приемистости) скважин и улучшения охвата пластов воздействием. Применение всех этих технологий следует относить к гидродинамическим методам. В основном они носят типовой, регламентированный характер, обеспечивают выполнение проектных показателей. Реализация гидродинамических методов обеспечивает главным образом достижение проектных КИН, так как реальные геолого-физические условия месторождений всегда сложнее, чем принимаемые в первоначальных проектно-технологических документах. Их применение приводит в основном к увеличению текущей нефтеотдачи пластов, но может в отдельных случаях повышать и конечный КИН (если эти методы позволяют вовлечь в активную разработку недренируемые запасы нефти).
В принципе простая классификация технологий, направленных на повышение эффективности выработки запасов нефти (это метод ПНП, а это не метод), по категориям невозможна. Особенно это касается таких технологий, как ГРП, бурение горизонтальных скважин, вторых стволов и ОПЗ. И такой подход вполне закономерно уже закреплен в действующих отраслевых РД. Например, в классификаторе ремонтных работ [11] четко указано, что ОПЗ , ГРП (КР-7), вторые стволы (КР-6), водоизоляционные работы (КР1-1) в целом являются комплексом ремонтных работ, восстанавливающих работоспособность и продуктивность проектных скважин и обеспечивающих выработку запасов нефти согласно проектным документам. Подчеркивается, что отдельно должны выделяться работы по горизонтальным стволам (КР6-4), специально выполняемые для повышения нефтеотдачи пластов.
Технологии ГРП, проводки горизонтальных скважин, зарезки вторых стволов, ОПЗ и селективной водоизоляции не могут автоматически включаться в технологии ПНП, что соответствует принятым подходам в мировой практике. Они могут быть или основным, или составляющим элементом специализированных проектов ПНП для каких-то геолого-физических условий на отдельном участке, объекте или месторождении в целом.
Технология ПНП обеспечивает по своей сущности достаточно длительное и устойчивое во времени воздействие и последействие на объем пласта, что обусловливает необходимость использования формулировки «проект ПНП» и расчетную длительность эффекта не менее двух лет.
Проект ПНП подразумевает наличие выбранного участка воздействия, который включает несколько скважин или для непосредственного воздействия, или для оценки эффекта, причем до момента воздействия расчетным путем должны быть определены и утверждены базовый уровень добычи нефти и другие показатели на период не менее 2 лет. Проекты ПНП прежде всего представляют собой составление и поэтапную реализацию нетиповых технологических решений, имеющих научно-исследовательский и рисковый характер для специфических геолого-физических условий отдельных блоков, зон, объектов или целых месторождений.
Важнейшим и обязательным показателем всех проектов, методов и технологий, претендующих на роль «ПНП» должен быть ожидаемый (фактический) прирост извлекаемых запасов нефти, т.е. сравнительная оценка конечного КИН с ГТМ и без ГТМ. При этом необходимо отметить недопустимость имеющейся практики, когда дополнительную добычу нефти за какой-то период времени после ГТМ, определенную по характеристикам вытеснения за счет замедления темпов обводнения безосновательно относят к показателю «прирост нефтеотдачи». Это явно ошибочное представление, так как имеется немало примеров «возврата» характеристики вытеснения на базовую кривую. Иначе говоря, часто достигается только интенсификация выработки запасов нефти с изменением динамики обводнения при неизменном конечном КИН.
Проект ПНП не может считаться проектом, если на него не составлена индивидуальная программа работ. Важным элементом характеристики проекта ПНП является также перспектива его расширенного применения за счет увеличения числа элементов и скважин на месторождении. Именно поэтому в зарубежной практике уже на стадии пилотных испытаний выполняется технико-экономическая оценка будущих перспектив в случае положительных результатов, а сам проект подразумевает две - четыре фазы (этапа), начиная от начальных пилотных испытаний (предварительная проверка) и первой фазы опытно-промышленного применения и заканчивая этапом коммерческого успеха.
На месторождении (залежи) с целью уточнения целесообразности активного применения новых технологий, ранее не применявшихся на месторождениях-аналогах, выделяется участок опытно-промышленной разработки с перспективой дальнейшего внедрения рекомендуемой технологии.
Объектом воздействия является объем пласта, отделенный от других его частей естественными и искусственными границами: литологическими, тектоническими нарушениями, линиями нагнетательных скважин и т.д.
К объектам воздействия относятся:
- блоки рядных и элементы площадной, избирательной и других систем размещения добывающих и нагнетательных скважин;
- зоны распространения различных типов коллекторов в продуктивном горизонте;
- самостоятельные участки, блоки, поля разработки (ВНЗ, ГНЗ, низкопроницаемых зон и др.), отделенные от других частей залежи естественными и искусственно созданными границами.
В связи с вышеизложенным все геолого-технические мероприятия (без учета ремонтных работ) делятся на две большие группы.
1. Методы повышения нефтеотдачи пластов.
1.1. Тепловые методы:
- паротепловое воздействие на пласт;
- внутрипластовое горение;
- вытеснение нефти горячей водой;
- пароциклические обработки скважин;
- комбинированное воздействие.
1.2. Газовые методы:
- воздействие на пласт углеводородным газом;
- воздействие на пласт диоксидом углерода (смешивающееся/несмешивающееся) вытеснение;
- воздействие на пласт азотом;
- воздействие на пласт дымовыми газами;
-   водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные системы);
- комбинированное воздействие.
1.3. Физико-химические методы, основанные на создании внутрипластовых оторочек химических композиций (суммарный объем воздействия более 1 % порового объема участка-элемента):
- вытеснение нефти растворами ПАВ;
- вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами;
- вытеснение растворителями, включая мицеллярные растворы;
- вытеснение нефти щелочными растворами (включая ПАВ - щелочь);
- вытеснение нефти кислотами;
- комбинированное воздействие;
- регулирование внутрипластовых фильтрационных потоков (включая многообъемные осадкогелеобразующие композиции).
1.4. Опытно-экспериментальные методы, включая микробиологическое, волновое, электрическое площадное воздействие на пласт и др.
2. Методы воздействия   на   пласт и скважинные технологии, обеспечивающие современный мировой уровень коэффициента нефтеизвлечения.
2.1. Методы разработки месторождения, основанные на проектном массовом применении гидроразрыва пластов, горизонтальных и многозабойных скважин.
2.2. Технологии регулирования режимов работы действующей системы разработки месторождений:
- технологии нестационарного заводнения;
- гидроразрыв пласта;
- выравнивание (регулирование) профилей приемистости;
- водо-газоизоляционные работы по отключению отдельных интервалов и пластов, включая ограничение притока подошвенных вод и блокирование газовых конусов;
- обработка призабойной зоны скважин различными методами (сейсмоакустическое, электрическое, кислотное, ПАВ, растворители и др.), включая системное воздействие на пласт.
2.3. Технологии и методы улучшения (трансформирования) действующей системы разработки месторождения:
- изменение системы заводнения (перенос фронта заводнения, организация очагов, разрезающих рядов, барьерного заводнения и др.);
- уплотнение сетки скважин и бурение дополнительных скважин, включая вторые стволы и горизонтальные скважины;
-   разукрупнение объектов разработки или их приобщение.
Методы собственно повышения нефтеотдачи (методы первой группы в приведенной классификации) являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. При этом обеспечивается изменение структуры дренируемого объема пласта (увеличение коэффициента вытеснения нефти, масштабное увеличение охвата пласта воздействием, изменение реофизических характеристик системы коллектор - пластовые флюиды -вытесняющий агент). Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных научно-исследовательских проработок в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.
Методы второй группы, включая гидродинамические методы ПНП, являются в большей мере способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных программно-имитационных моделей. Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов.
Проекты МУН должны проходить регистрацию в Минэнерго России, где в зависимости от их значимости им может присваиваться ранг проектов отраслевого или регионального значения. Проекты МУН отраслевого значения должны включаться в Федеральную отраслевую программу МУН и только в этом случае на них должны распространяться законодательные льготы. На наш взгляд, необходимо рекомендовать следующую годовую форму отчетности по методам МУН (ПНП) (табл. 3).
Таблица 3
№ п/п
Тип реализуемого метода
Число действующих проектов (участков)
Число скважин (добывающих и нагнетательных), охваченных воздействием
Дополнительная добыча нефти, тыс. т
Коэффициент экономической успешности (рентабельности работ)
всего
в стадии пилотных испытаниий (ОПР)
всего
в пилотных проектах (ОПР)
всего
в пилотных проектах (ОПР)
по всем проектам
по пилотным проектам (ОПР)
с начала реализации
за отчётный период
с начала реализации
за отчётный период
1.
Тепловые методы
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.1
Паротепловое воздействие на пласт
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.2
Внутрипластовое горение
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.3
Вытеснение нефти горячей водой
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.4
Пароциклические обработки скважин
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1.5
Комбинированное воздействие
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.
Газовые методы
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.1
Воздействие на пласт углеводородным газом
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.2
Воздействие на пласт диоксидом углерода (смешив./несмешив. вытеснение)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.3
Воздействие на пласт азотом
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.4
Воздействие на пласт дымовыми газами
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.5
Водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные системы)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.6
Комбинированное воздействие
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.
Химические и физико-химические методы
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.1
Вытеснение оторочками ПАВ
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.2
Вытеснение оторочками полимеров и другими загущающими агентами
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.3
Вытеснение оторочками растворителей (включая, мицеллярные растворы)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.4
Вытеснение оторочками щелочных растворов (включая ПАВ-щелочь)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.5
Вытеснение оторочками кислот
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.6
Регулирование фильтрационных потоков многообъемными осадкогелеобразующими композициями
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.7
Комбинированное воздействие
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4.
Гидродинамические методы
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5.
Другие методы, включающие микробиологическое, волновое, сейсмоакустическое и другое площадное воздействие на пласт
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
В то же время необходимо признать целесообразным ведение учета в отраслевом масштабе прогрессивных технологий интенсификации нефтегаздобычи и увеличения нефтеотдачи пластов, прежде всего, для оценки современного технического уровня как нефтяных компаний, так и отрасли в целом. Примерный перечень таких технологий и форма отчетности по ним составлены нами и приведены в табл. 4.
Таблица 4
Методы, технологии
Число проведённых операций
Дополнительная добыча нефти, всего в отчётном году, тыс. т
Средняя стоимость операции, тыс. руб.
1. Физико-химические методы
 
 
 
1.1. Закачка ПАВ
 
 
 
1.2. Полимерное заводнение
 
 
 
1.3. Закачка щелочей
 
 
 
1.4. Осадкогелеобразующие технологии
 
 
 
1.5. Волновое и сейсмоакустическое воздействие
 
 
 
1.6. Биотехнологическое (микробиологическое) воздействие
 
 
 
1.7. Комбинированное воздействие
 
 
 
2. Газовые методы
 
 
 
2.1. Воздействие на пласт углеводородным газом
 
 
 
2.2. Воздействие на пласт диоксидом углерода (смешив./несмешив. вытеснение)
 
 
 
2.3. Воздействие на пласт азотом
 
 
 
2.4. Воздействие на пласт дымовыми газами
 
 
 
2.5. Водогазовое воздействие (вкл. двухфазные пенные системы)
 
 
 
3. Тепловые методы
 
 
 
3.1. Паротепловое воздействие на пласт
 
 
 
3.2. Внутрипластовое горение
 
 
 
3.3. Вытеснение нефти горячей водой
 
 
 
3.4. Пароциклические обработки скважин
 
 
 
3.5. Комбинированное воздействие
 
 
 
4. Гидродинамические методы и технологии
 
 
 
в том числе
 
 
 
4.1. ГРП
 
 
 
4.2. Горизонтальные и многозабойные скважины
 
 
 
4.3. Зарезка вторых стволов
 
 
 
Примечание. Форма отчетности составляется при выполнении авторского надзора.
Перечень должен периодически обновляться по мере перехода в промышленно освоенную категорию новых и прогрессивных технологий. Здесь нам представляется важным иметь только данные по объемам применения, успешности и абсолютной технологической эффективности (без специального выбора и расчета базовых вариантов). В противном случае усложненное и слишком трудоемкое ведение дел приведет к предоставлению и обобщению недостоверной информации. Предлагаемая классификация методов ПНП и формы отчетности по ним позволят объективно оценивать показатели выработки объектов и сопоставлять их с аналогичными показателями по другим странам.
Список литературы
1. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние и перспективы//Нефть и газ. -1998. - 17 с.
2. Филиппов В.П. и др. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР//Нефтяное хозяйство. -1993. - № 6. - С. 53-56.
3. Джавадян А.А.,Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации//Нефтяное хозяйство. - 1993. -№ 4.-С. 62-65.
4. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. Сб. статей. - М.: Наука, РАН, 1992.-136 с.
5. Шелепов В.В., Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н. Деятельность центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Минэнерго РФ по решению проблем повышения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство. - 2002. -№ 5.-С. 66-69.
6. Антониади Д.Г., Валуйский А.А., Гарушев А.Р. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи// Нефтяное хозяйство. -1999. -№ 1.-С. 16-23.
7. Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США//Нефтяное хозяйство. -2002.-№ 11.-С. 127-129.
8. Дадаева Э.А. Сравнительный анализ результатов внедрения новейших методов повышения   нефтеотдачи   (МПН)   в   мире//Нефтепромысловое дело. - 1977. -Вып. 5-6.-С. 1-23.
9. Дияшев Р.Н. Тенденции развития усовершенствованных методов добычи нефти (обзор докладов на 9 Европейском симпозиуме, Гаага, 1997 г.)//Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 6.-С. 22-25.
10. Ибатуллин P.P., Хисамов Р.С. О результатах XIII Симпозиума Общества инженеров-нефтяников   и   Министерства энергетики США по увеличению нефтеотдачи пластов (Талса, Оклахома, США, 2002)//Нефтяное хозяйство. - 2002. -№ 6.-С. 138-139.
11. РД 153-39.0-088-01. Классификатор ремонтных работ в скважинах. - М.: Минэнерго РФ, 2001. - 100 с.
12. РД 153-39.0-110-01. Методическ
Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015