лекция 1. Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи

• Название: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи
• Анкор: лекция 1
• Дата: 07.05.2023
• Размер: 0.97 Mb.
• Имя файла: лекция 1.docx
• Тип: Лекция; #1112910

Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.

План лекции:

1. Общие термины и понятия.

2. Основные показатели нефтеотдачи.

3. Классификация МУН.

4. Этапы разработки месторождений в РФ.

5. Показатели нефтедобычи в США после применения МУН.

6. Пример применения различных МУН на Пильтун-Астохском месторождении, шельф о. Сахалин.

(слайд 2) Согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477 «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» запасы залежей и месторождений подразделяют на:

-геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов,которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геологогеофизическими исследованиями;

-извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды .

(слайд 3) Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяют на:

– геологические ресурсы – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований;

– извлекаемые ресурсы – часть геологических ресурсов, которую прогнозируют извлечь из недр с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

(слайд 4) Запасы нефти и газа, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности, подразделяют на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В₁ (разрабатываемые, не разбуренные, разведанные), В₂ (разрабатываемые, не разбуренные, оцененные), C₁ (разведанные) и С₂ (оцененные).

(слайд 5) Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.

Учебный фильм:https://youtu.be/mY5adRrKHv4

“”Методы интенсификации добычи нефти vs Методы увеличения нефтеотдачи пласта”

Извлекаемые запасы нефти, растворенного в нефти газа и содержащихся в них компонентов и КИН рассчитывают и обосновывают на стадии проектирования разработки месторождения на весь расчетный срок разработки, от начала ввода месторождения в эксплуатацию до отключения последних скважин эксплуатационного фонда.

При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.

КИН обосновывают по каждому эксплуатационному объекту (залежи) и месторождению в целом для запасов категорий C₁+C₂ по разведанным, для категорий A+B+C₁+C₂ по разрабатываемым месторождениям.

(слайд 6) На величину КИН влияют многие факторы – физические характеристики, химический состав нефти, глубина залегания, степень обводненности нефтеносных пластов, выбранный способ разработки месторождения.

В 2010 г. средний КИН в мире составил 0,30-0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до 0,75 (полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о трудно извлекаемых запасах.

(слайд 7) Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг., показаны в таблице 1 (по данным В.В. Шелепова, заместителя председателя ЦКР Роснедр по углеводородному сырью). Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд. тонн. На рис. 1 показана динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.
Таблица 1- Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг.




Рисунок 1. Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.
(слайд 8) Как видно из данных рис.1, понижение величины КИН можно объяснить изменением структуры запасов нефти – увеличением доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях с суровыми климатическими условиями, ухудшенными геолого-физическими свойствами залегающих на больших глубинах продуктивных пластов.

(слайд 9) В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи:

– обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами;

– ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;

– гидроразрыв пласта;

– бурение горизонтальных добывающих скважин;

– зарезка вторых стволов добывающих скважин;

– прочие методы.

(слайд 10) «Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.

Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов – здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)

(слайд 11) В соответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение: методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.

Показ учебного ролика: https://youtu.be/zanEx5F-Zi8

“Методы увеличения нефтеотдачи пластов МУН ТАТНЕФТЬ”
(слайд 12) В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.

1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м²/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.

2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки.

В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.

3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.).

В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.

4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)– это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.

Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин, повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.

Методы стимуляции (воздействия на пласт) имеют цель интенсифицировать приток нефти из скважины, воздействуя на ограниченное пространство вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) или на некотором удалении от нее. В российской практике обычно не делают различия между методами воздействия на пласты (стимуляция притока, интенсификация добычи, воздействие на пласт) и МУН. В ряде случаев это делается преднамеренно, а часто – не видя принципиальной разницы между рассматриваемыми понятиями.

Показ учебного ролика: https://vk.com/video-97678647_456239026

“Технология_повышения_нефтеотдачи_с_применением_метода_пав-полимерного_заводнения_(ASP)”

(слайд 13) За счет внедрения новых МУН в США в 2002 г. ожидалось дополнительно добыть 33,4 млн.т нефти. За счет метода закачки пара, сохраняющего ведущее положение, предполагалось добыть дополнительно 18,3 млн.т (54.7 % общего объема). За счет газовых методов, занимающих второе место, ожидалось получить дополнительно 14,9 млн.т нефти (44.5 % общего объема). Из газовых методов эффективна закачка СО₂ и углеводородных газов.

Таким образом, к МУН в США относят тепловые, химические и газовые методы увеличения нефтеотдачи (таблица 2). Из них по масштабам добычи преобладают тепловые (55 %) и газовые (45 %) методы. Обращает внимание факт широкого применения газовых методов – закачки СО₂ (63 %) и УВ-газов (32 %), не получивших должного развития в России. Статистические сведения по реализации МУН в России в отечественной печати отсутствуют, несмотря на многочисленные публикации во многих журналах и специальных информационных выпусках.

Таблица 2- Добыча нефти в США за счет МУН, млн.т

(слайд 14) Причины здесь заключены не только в том, что отсутствует единая государственная статистическая отчетность по форме и в нефтедобывающих компаниях нет единого понимания содержания МУН. В условиях отсутствия официальных данных о реальных объемах МУН в последние годы можно судить по следующему анализу. Добыча нефти за счет МУН по России за 1992 г – 8.7 млн. т, в том числе за счет газовых методов – 0.5, термических – 1.5 и физико-химических – 6.7.

Добыча нефти за счет указанных трех методов увеличилась с 9.4 млн.т в 1995 г. до 16.8 млн.т в 2000 г. Вместе с тем наблюдается значительное увеличение масштабов применения методов интенсификации и форсирования добычи нефти, не увеличивающих охват пластов разработкой, а направленных на сокращение сроков выработки, следствием которых обычно являются увеличение потерь в пластах и снижение нефтеотдачи.

Объем добычи нефти за счет увеличения объемов применения методов интенсификации возрос с 13.1 млн. т в 1995 г до 26.3 млн. т в 2000 г. Особенно растут масштабы применения гидроразрыва пласта и горизонтального бурения. Так, в ведущем нефтедобывающем регионе страны – Ханты-Мансийском АО-Югра – гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из основных методов интенсификации, который обеспечивает 20 % текущей добычи по автономному округу.

Основным критерием оценки эффективности ГРП является кратное увеличение добычи нефти. Для проведения ГРП выбираются, как правило, скважины с продуктивностью выше средней по действующему фонду. В результате по большинству из 9 тыс. скважин в Ханты-Мансийском АОЮгра, подвергнутых ГРП, при среднем объеме закачанного проппанта 7.7 т/скв. дебит жидкости после проведения ГРП увеличился в среднем в 3.7 раза, в том числе в 53 % скважин – от 2 до 10 раз по отношению к дебиту до обработки, а в 20 % - более чем в 10 раз.

Такой подход имеет как следствие – увеличение неравномерности выработки пластов, повышение обводненности продукции, блокирование запасов в низкопроницаемых зонах пластов. Вполне очевидно, что в слоистых пластах, неоднородных по своим коллекторским свойствам гидроразрыв, проявляющийся в пласте трещиной/трещинами, благодаря которым и увеличивается дебит жидкости, происходит в первую очередь в хорошо проницаемых и высокопористых разностях коллекторов.

В то же время по низко проницаемым и низко пористым участкам слоистого пласта, отстающим в выработке, условия для фильтрации жидкости по прежнему не меняются. В результате в слоистых и неоднородных пластах гидроразрыв приводит лишь к интенсификации отборов из относительно высоко проницаемых слоев и не увеличивает нефтеотдачу в целом по залежи, а при досрочном прекращении отборов вследствие высокого обводнения добываемой жидкости из скважин – и к потере нефти из-за одновременного отключения из эксплуатации низкопроницаемых зон, еще сохраняющих остаточные запасы нефти.

(слайд 15) Пример применения различных МУН на конкретном предприятии – «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.» (Пильтун-Астохское месторождение, шельф о. Сахалин). Пильтун-Астохское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является одним из крупных месторождений углеводородов охотской нефтегазоносной провинции (НГП) и находится на континентальном шельфе Северо-Восточной части о. Сахалина в 67 км к ЮВ от г. Оха в Пильтунском заливе, на расстоянии 15-20 км от побережья острова.

В административном отношении данный участок шельфа входит в состав Охинского и Ногликского районов Сахалинской области.Шельф Охотского моря в пределах месторождения представляет собой плоскую равнину современной абразивно-аккумулятивной отмели. Глубина моря плавно изменяется от 0 до 30 м. Рельеф дна слегка волнистый, с пологим уклоном. Месторождение Приурочено к Одоптинской антиклинальной зоне.




Рисунок 2- Местоположение Пильтун-Астохского месторождения
Основные нефтегазоносные и перспективные комплексы района связаны с кайнозойскими отложениями, в толще которых последовательно выделяются 7 структурно-стратиграфических комплексов.Залежи нефти, газа и газового конденсата были выявлены в песчано-алевролитовых коллекторах нижненутовской подсвиты нижнего миоцена на глубинах 1300-2500 м. Пильтун-Астохское НГКМ расположено на глубинах моря 24-48 м.

Пильтун-Чайвинский очаг генерации локализован в Пильтунской и Чайвинских синклинальных зонах вплоть до окобыкайских отложений, активен с середины позднего миоцена и является наиболее вероятным источником УВ в месторождениях: Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское.

Расчетное значение аккумуляции УВ, сгенерированных в Пильтун-Чайвинском очаге, - 652 млн. т. нефти и 152 млрд. м³ газа. Свободного газа по категории изученности А+В+С₁ - 73,6 млрд куб. м, конденсата - 5,9 млн т, нефти - 1773 млн т; по категории С₂ - соответственно 29,2 млрд куб. м, 2,4 и 29,4 млн т (на 2013 г.). В 2017 году было произведено и отгружено 11,49 млн тонн СПГ при первоначальной проектной мощности завода 9,6 млн. тонн в год.

В рамках проекта идет отработка технологий добычи углеводородов на шельфе и сжижения газа. С конца 2008 года на платформе «Пильтун-Астохская-Б» (самая крупная платформа, установленная на проекте «Сахалин-2») ведется добыча нефти и попутного газа на Пильтунской площади Пильтун-Астохского нефтяного месторождения. Углеводороды поступают через транссахалинскую трубопроводную систему на завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) и терминал отгрузки нефти комплекса «Пригородное».

(слайд 16) Платформа спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок. По состоянию на конец 2017 г. фонд скважин платформы ПА-Б включал 15 добывающих, 7 водонагнетательных и 2 поглощающие скважины. В 2017 г. с платформы в сутки добывалось в среднем 4,52 тыс. т (33,26 тыс. барр.) нефти и 1,28 млн м3 газа. С начала разработки на платформе ПА-Б добыто около 15 млн. т (почти 110 млн барр.) нефти. Нефть по групповому составу нафтеново-метановая (нафтеновых - 30%, метановых - 43%). Содержание металлов (ванадия, никеля) невелико.

(слайд 17) На Пильтун-Астохском месторождении используются два вида гидроразрыва пласта: классичсеский гидроразрыв пласта и гидроразрыв пласта с использованием фильтра. Обработка скважины- это закачивание реагентов на основе щелочей и кислот, растворяющих отложения солей. Методика применяется для того, чтобы восстановить проницаемость призабойной зоны и улучшить приемистость скважины. На месторождении применяются оба вида обработок скважин.

Щелочная ванна используется для отчистки скважин от Ba. Со временем нагнетательная вода прорывается к добывающим скважинам. Вода используется с океана и даже после подготовки методами отстаивания и фильтрации, содержит сульфаты. При взаимодействии пластовой воды и ПЗП в скважину вымывается Ba(SО₄). Под действием изменения давления и температуры соли откладываются в скважине.

Забуривание боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. При забуривании вторых стволов из обсадных колонн, вырезание окна с клина, оказался более предпочтительным приемом для примененния в данных геологических условиях, (чем фрезерование секции обсадной колонны).

В 2019 на месторождении была пробурена горизонтальная скважина № 358, по данным исследованиям была получена информация, что «башмак» скважины зачерпывал воду, далее горизонтальную составляющую вывели выше и забурили два боковых ствола в сверх проницаемые пропластки.

Результатом данного действия было повышение нефтеотдачи и уменьшение обводнености. По данным исследования метод интенсификации увеличил дебит в 3,5 раза при этом обводненность варьируется в районе 0.

Еще одним методом повышения нефтеотдачи является повышение нефтеотдачи пластов с помощью азотных станций.

Показ учебного ролика: https://youtu.be/FAFEOCp4crs
(слайд 18) Лекция окончена. Спасибо за внимание!
Контрольные вопросы к лекции:
1.Каким образом подразделяются запасы залежей и месторождений ?

2.Каким образом подразделяются ресурсы невскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью ?

3. На какие категории подразделяют запасы нефти и газа, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности?

4. Что такое коэффициент извлечения нефти?

5. Дайте определение термину “методы увеличения нефтеотдачи (МУН)”.

6. Какие методы увеличения нефтеотдачи Вы знаете?

7.Что является основным критерием оценки эффективности ГРП?