Кейс2. преза кейс. РугРазработка месторождения углеводородов эврик а
 Скачать 5.04 Mb.
|
|
Р уг Разработка месторождения углеводородов Э В Р И К А Содержание 3 1 Введение 2 О нефтегазовой отрасли 3 Свойства нефти и газа 4 Основные понятия разработки месторождений 5 Трудноизвлекаемые запасы нефти 6 Профессия нефтяника 8 Приложения 7 Задание кейса Введение 4 Удачи! Помните, что не существует единственно верного варианта решения кейса. Лучшими являются наиболее комплексные и хорошо обоснованные решения Вы – работник отдела разработки крупной нефтедобывающей компании. Руководитель отдела поручил вам задание - подготовить концепцию разработки Сибирского нефтяного месторождения. От вас требуется на основе подробного анализа природных факторов, технологических параметров и экономических расчетов, предложить методы извлечения нефти и выбрать первоочередной объект для разработки на данном месторождении. Вы – опытный специалист, поэтому знаете, что первым всегда следует разрабатывать объект, который сможет быстрее окупить затраты. Через неделю вам необходимо подготовить предварительный доклад о проделанной работе в виде презентации. А через 2 недели запланировано итоговое совещание по данному месторождению, на котором вы презентуете свой проект перед руководящим составом компании. Обращаем ваше внимание, что в каждом разделе кейса содержится информация, которая поможет вам в решении. 2 О нефтегазовой отрасли 5 Общие сведения о нефтегазовой отрасли 6 Нефтегазовая промышленность мира охватывает собой все развитые страны. Для многих государств — это основной источник доходов и отрасль, определяющая стабильность валюты и внутренней экономики. занимается добычей, переработкой, транспортом и продажей нефти и сопутствующих нефтепродуктов ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ самая молодая и быстро развивающаяся отрасль топливной промышленности, занимается добычей, транспортировкой, хранением и распределением природного газа Нефть и горючие газы известны человечеству с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры наблюдался выход на поверхность земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. НЕФТЯНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ *Источник: BP Statistical Review of World Energy June 2017 **1973-1984 – цены на нефть марки Arabian Light из порта Рас-Танура, 1984-2018 – цены на нефть марки Brent Слово «газ» придумал голландский химик Гельмонт, произведя его от греческого «хаос» , означавшего у древних греков «сияющее пространство» Свое название нефть получила от индоевропейского слова «нафата» - вытекающая РЕЙТИНГ СТРАН ПО ДОКАЗАННЫМ ЗАПАСАМ НЕФТИ* РЕЙТИНГ СТРАН ПО ДОКАЗАННЫМ ЗАПАСАМ ПРИРОДНОГО ГАЗА* Цены на газ в РФ устанавливаются государством, в отличие от цен на нефть, которые устанавливаются на мировых биржах. Крупнейшими площадками общемирового уровня являются Нью-Йоркская товарная биржа (NYMEX) и Лондонская межконтинентальная биржа (ICE Futures Europe) МЕСТО СТРАНА ЗАПАСЫ, МЛРД ТОНН 1 Венесуэла 47,0 2 Саудовская Аравия 36,6 6 Россия 15 МЕСТО СТРАНА ЗАПАСЫ, ТРЛН М 3 1 Иран 1183,0 2 Россия 1139,6 3 Катар 858,1 0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 ДИНАМИКА ЦЕН ЗА БАРРЕЛЬ НЕФТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 30 ЛЕТ**, $/бар 120 0 Крупнейшие месторождения нефти 7 • уникальные - более 300 млн. т нефти или 300 млрд. м 3 газа; • крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд. м 3 газа • средние - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд. м 3 газа; • мелкие - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд. м 3 газа; • очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м 3 газа. МЕСТО МЕСТОРОЖДЕНИЕ СТРАНА МЛРД. ТОНН 1 Гавар Сауд. Аравия 12 2 Большой Бурган Кувейт 11 3 Боливар Костал Венесуэла 8,3 7 Самотлорское Россия 6,2 8 Дацин Китай 5,7 10 Гечсаран Иран 6,611 КРУПНЕЙШИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ В МИРЕ (млрд. тонн) РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО РЕГИОНАМ МИРА (млрд. тонн) В настоящее время месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на Ближний Восток 110,1 Северная Америка 34,5 Южная и Центральная Америка 50,8 Европа и Азия 21,8 Африка 16,9 Азиатско-Тихоокеанский регион 6,4 Преобладающее количество крупнейших запасов нефти находится в акватории Персидского залива , операторами этих месторождений являются ближневосточные страны 3 Свойства нефти и газа 8 Что такое нефть и газ? 9 Нефть - (из тур. neft, от персидск. нефть) — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений Природный газ – это смесь углеводородов, большую часть которых составляет метан. Остальными компонентами являются: бутан, пропан, этан, водород, сероводород, гелий, азот, диоксид углерода. Не имеет цвета и запаха. Природный газ — самое чистое среди углеводородных ископаемых топлив, за что получил название «зеленое топливо» Благодаря своим высоким экологическим характеристикам природный газ занимает доминирующее место в энергетике мегаполисов Природный газ может использоваться как моторное топливо. Сжатый (или компримированный) метан стоит в два раза дешевле некоторых марок бензина, продлевает ресурс двигателя и способен улучшить экологию городов Первичная переработка газа происходит на ГПЗ — газоперерабатывающих заводах, где он проходит специальную обработку — очистку и осушку Из природного газа получают метанол (CH 3 OH), который является сырьем для производства более сложных химических веществ: формальдегида, изоляционных материалов, лаков, красок, клеев, присадок для топлива, уксусной кислоты Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства 102 л. Бензин 30 л. Дизельное топливо (солярка) 25 л. Авиационное топливо, ракетное топливо (керосин) 10 л. Нефтяной кокс 6.8 л. Мазут 5.4 л. Сжиженный газ (пропан-бутановая смесь) 1 Баррель ≈ 159 литров Количество получаемой продукции при переработке 1 Барреля: ИЗ НЕФТИ ВЫПУСКАЕТСЯ ШИРОКИЙ АССОРТИМЕНТ СМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ: * Прочие масла включают масла нефтяные различного назначения, масла-пластификаторы, наполнители и носители На ГПЗ газ разделяют на нестабильный газовый бензин и отбензиненный газ — продукт, который впоследствии и закачивают в магистральные газопроводы Компрессорные и турбинные масла Электроизоляционные масла Промышленные масла Гидравлические масла 55% 19% 2% 1% 5% 18% Моторные масла Прочие* Физические свойства нефти 10 Физические свойства нефти зависят от ее химического и фракционного составов. Стоит отметить, что свойства нефти, находящейся глубоко в пласте, значительно отличаются от свойств уже поднятой на поверхность и дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на залегающую нефть давления, температуры, а также наличием растворенного газа Физические характеристики пластовой нефти, в свою очередь, необходимо знать при расчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки месторождений и выборе метода извлечения нефти Плотность - один из основных качественных характеристик сырой и товарной нефти. Плотность нефти обычно варьируется в пределах 650-1050 кг/м 3 . Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее (например, сорт WTI). Нефть, плотность которой больше 920 кг/м 3 , как правило обладает также повышенной вязкостью и считается тяжелой. ПЛОТНОСТЬ [ ρ ] = кг/м 3 ВЯЗКОСТЬ [ ϻ ] = мПа·с Вязкость, или внутреннее трение, - это свойство текучих тел оказывать сопротивление необратимому перемещению одной их части относительно другой. По вязкости определяют и рассчитывают такие технологические параметры как подвижность нефти в пласте при ее добыче, мощность выкачивающего насоса, условия транспортировки по нефтепроводу и др. • незначительная вязкость - μ < 1 мПа * с; • маловязкие - 1 мПа * с μ < 5 мПа * с; • повышенной вязкостью - μ < 25 мПа* с; • высоковязкие - μ > 25 мПа* с. • сверхвязкие - μ > 30 мПа*c В тяжелой нефти содержится большое количество, смолисто-асфальтеновых веществ (АСПО), именно они повышают плотность и вязкость нефти, и как следствие - делают добычу и переработку нефти достаточно затратной. Тяжелая или высоковязкая нефть, обладающая повышенной плотностью, не может быть извлечена на поверхность традиционными способами. Трудность извлечения, транспортировки, а также повышенные затраты на переработку и очистку сырья и получаемых нефтепродуктов приводит к заметному удешевлению тяжелых нефтей на рынке. Тем не менее, добыча таких нефтей в регионах с недостатком других источников минерального сырья, становится все более актуальна. Для разработки залежей тяжелых нефтей необходимо «бороться» с их повышенной вязкостью, которая мешает нефти начать движение в пласте и достичь забоя скважины. В мировой практике добычи тяжелых нефтей зарекомендовали себя так называемые тепловые методы добычи. Они позволяют улучшить приток нефти к скважинам за счет ее прогрева и разжижение. Для этого реализуют технологии закачки в пласт горячей воды или пара, внутрипластовое горение, применение скважинных обогревателей и винтовых насосов. Наибольшими в мире запасами высоковязкой нефти обладают Венесуэла (бассейн Ориноко) и Канада (провинция Альберта). Секрет успеха любого технологической операции – это соответствие условиям рассматриваемого месторождения КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ ПО ВЯЗКОСТИ: 4 Основные понятия разработки месторождений 11 Основные понятия разработки месторождений Далее будут приведены основные понятия из области разработки месторождений, которые вам помогут лучше разобраться в заявленной теме, а также выполнить основные задания кейса совокупность нескольких (иногда одна) залежей нефти на определённой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения Месторождение нефти горная выработка круглого сечения диаметром 75—400 мм, сооружаемая без доступа в неё человека, предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. Практически все скважины немного отклоняются под углом от вертикальной оси. Скважины, у которых отклонение от вертикали достигает 80-90˚, называют «горизонтальными» Скважина СКВАЖИНЫ ПО СВОЕМУ ЦЕЛЕВОМУ ЗНАЧЕНИЮ бывают добывающими и нагнетательными. Добывающие предназначены для извлечения нефти и газа, нагнетательные – используемая для закачивания воды, газа, теплоносителей и других агентов в продуктивный пласт месторождения с целью поддержания необходимого для вытеснения нефти и газа давления характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на разрабатываемом объекте (месторождении) Сетка скважин отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин, га/скв Плотность сетки скважин площадь разрабатываемого объекта (месторождения), разбуренная одной сеткой добывающих и нагнетательных скважин Площадь нефтеносности (S нн ) искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы нефти или газа, которые извлекают из недр одной группой скважин. Чаще всего на одном месторождении можно выделить несколько объектов разработки , но иногда встречаются месторождения, у которых выделяют всего один объект разработки. В последнем случае понятия «объект разработки» и «месторождение» – равнозначны Объект разработки геологическое тело относительно однородного состава, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью (толщиной) пласта Пласт это толщина одного нефтенасыщенного пласта или суммарная толщина всех нефтенасыщенных пластов и пропластков продуктивного горизонта Эффективная толщина пласта 12 Основные понятия разработки месторождений Объемный метод подсчета геологических запасов: горные породы, содержащие пустоты (поры, трещины) и способная смещать и фильтровать флюиды*, называется коллектором. Породы-коллектора можно сравнить с губкой. Д.И. Менделеев высказал идею о том, что нефть пропитывает горные породы, как вода губку. свойство породы-коллектора, характеризующее количество пустот и пор в породе, способных вмещать нефть или газ. Многие люди, далекие от нефтегазовой отрасли, уверены, что нефть залегает под землей в виде нефтяных озер или морей. На самом деле никаких нефтяных озер в недрах земли не существует. Земная кора сложена горными породами различного минерального состава. Предполагается, что все продуктивные пласты сначала были насыщены водой.. Водой были заполнены капилляры, трещины, каналы. При миграции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода не уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода. отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности (α н и α г ) Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение: количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах. Вся нефть, которая физически присутствует в пласте-коллекторе, составляет геологические запасы. ПО ВЕЛИЧИНЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ ДЕЛЯТСЯ: • очень хорошо проницаемые (>1 мкм 2 ); • хорошо проницаемые (0,1 – 1 мкм 2 ); • средне проницаемые (0,01 - 0,1 мкм 2 ); • слабопроницаемые (0,001 - 0,01 мкм 2 ); • плохопроницаемые (<0,001 мкм 2 ). Существует несколько методик подсчета запасов, наибольшее распространение в России получил объемный метод подсчета запасов Пористость (m) Коллектор Водонасыщенность (α в ) 1 в н Геологические запасы пл нн эф нн геол m h S V нн S эф h m нн пл - площадь нефтеносности, м 2 - эффективная толщина пласта, м - коэффициент начальной нефтенасыщенность, д. ед. - коэффициент открытой пористости, д. ед. - плотность нефти, кг/м 3 Для газонефтяных месторождений: 1 г в н Проницаемость способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления. Проницаемость – один из самых важных свойств породы- коллектора, который необходимо обязательно учитывать при планировании технологических операций на месторождении Буквально несколько десятилетий назад к разработке низкопроницаемых коллекторов никто не приступал – в стране было достаточно запасов легкодоступной нефти, для рентабельной добычи которой не требовались особые подходы и технологии. *Д (Дарси) – единица измерения проницаемости, 1 Д = 1 мкм 2 ; 1 мД = 1 мкм 2 ·10 -3 Коллектора бывают терригенными (песчаники) и карбонатными (известняки). Именно в породах-коллекторах содержатся нефть и газ. 13 , где - пересчетный коэффициент Основные понятия разработки месторождений Но не вся нефть, содержащаяся в коллекторах месторождения может быть извлечена на поверхность. Это обуславливается технологическими и экономическими причинами. та часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно ( рентабельно ) в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды, называется извлекаемыми запасами Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей Коэффициент извлечения нефти (КИН) ВЕЛИЧИНА КИН ЗАВИСИТ ОТ МНОГИХ ФАКТОРОВ и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на таком месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти охв выт К К КИН Проектный КИН для месторождения можно рассчитать с помощью формулы Академика А.Н. Крылова*: выт К охв К , где - доля нефти в пласте, которую можно вытеснить из коллектора - доля объема части залежи, в которой происходит фильтрация нефти и газа В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают: под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов Первичные методы вторичными методами называют закачку в пласт воды или газа через специальные нагнетательные скважины. Этими методами решают две взаимосвязанные задачи: поддержать пластовое давление, чтобы не падали дебиты добывающих скважин; а также обеспечить вытеснение нефти из пласта к добывающим скважинам, чтобы повысить КИН Вторичные методы третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Часто третичные методы по-другому называют методами увеличения нефтеотдачи (МУН) Часть МУН увеличивают КИН за счет увеличения добычи нефти, другие – за счет снижения обводненности Третичные методы 14 геол извл V КИН V Закачка воды на месторождении (вторичные методы) часто приводит к ее опережающему (по сравнению с нефтью) поступлению в скважины . Связано это с тем, что вязкость воды в разы меньше вязкости нефти. содержание в добываемой продукции воды, выраженное в процентах. Проблема обводненности – актуальна для многих нефтяных месторождений, так как высокое значение обводненности делает эксплуатацию нерентабельной. Обводненность Методы увеличения нефтеотдачи ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (ГРП) Критерии применимости: проницаемость пласта ≤ 0,03 мкм 2 при ϻ ≤5 МПа.с; эффективная толщина пласта ≥ 5 м Суть метода: создание трещин в массивах газо-, нефтенасыщенных горных пород под действием закачиваемой в них под давлением жидкости . В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал: песок, керамические шарики или искусственный агент - проппант . Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Проводить ГРП в средне- и высокопроницаемых коллекторах не рекомендуется. 15 Причина проведения: а) низкая природная проницаемость коллектора б) ухудшение фильтрации в прискважинной зоне из- за загрязнения поровых каналов в процессе эксплуатации* * В данном случае загрязнение прискважинной зоны рассматривается как значительное снижение проницаемости, до 0,03 мкм 2 и ниже ** Смотри Приложение на стр. 28 МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА (МГРП) Критерии применимости: трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), остальное – аналогично ГРП Суть метода: улучшенная модификация ГРП , одна из самых передовых технологий в нефтяной промышленности, которая позволила рентабельно разрабатывать низкопроницаемые коллектора . Отличие этой технологии от простого гидравлического разрыва пласта заключается в том, что поочередно проводят несколько гидроразрывов. Как правило, МГРП проводят в горизонтальных скважинах Начало проведения: в случае с ТРИЗ применяют с самого начала разработки (I стадии разработки**) СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН Критерии применимости: исключительно карбонатные коллектора Суть метода: в пласт, сложенный карбонатными породами, закачивают раствор соляной кислоты HCl концентрацией 8-16%, и под действием следующих химических реакций происходит частичное растворение частиц горной породы Начало проведения: III стадия разработки За счет растворения карбонатных частиц породы увеличивается пористость и проницаемость коллектора, улучшается приток нефти к скважине. При добавлении к раствору соляной кислоты раствора фтороводородной кислоты метод применим для терригенных коллекторов и носит название «глинокислотная обработка». ПАРОЦИКЛИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН Критерии применимости: глубина залегания пластов ≤1500 м, эффективная толщина пласта ≥7 м, коэффициент проницаемости ≥0,05 мкм 2 ; вязкость нефти – повышенная и высокая Суть метода: осуществляют периодическое (циклическим) нагнетание пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, с некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией. Цель этой технологии заключается в увеличении притока нефти к скважинам за счет снижения вязкости нефти , повышения забойного давления, облегчения условия фильтрации. Начало проведения: любая стадия разработки Методы увеличения нефтеотдачи 16 ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ (ПОТ) Критерии применимости: коэффициент проницаемости ≥ 0,1 мкм 2 Суть метода: данный метод является самым распространенным способом регулирования разработки обводненных залежей. ПОТ основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов повышенной вязкости, предназначенных для блокирования притока воды в скважину В результате чего добыча по нефти увеличивается, а обводненность скважины - уменьшается. В настоящее время за счет внедрения потокоотклоняющих технологий в мире ежегодно добывается более 150 млн. т нефти. Успешность работ составляет 7083 %. Начало проведения: обводненность ≥80% (III стадия разработки) ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ Критерии применимости: проницаемость пласта ≤ 0,03 мкм 2 Суть метода: в скважину опускается источник колебаний – генератор плазменно-импульсного воздействия. В продуктивном пласте возникают резонансные колебания , которые позволяют очистить существующие каналы и сформировать новые каналы притока нефти к скважине. Метод показал высокие результаты при экспериментальных исследованиях, однако нет информации об эффективности метода в промысловых условиях Начало проведения: III стадия разработка ЗАКАЧКА РАСТВОРОВ ПАВ Критерии применимости: коэффициент проницаемости ≥ 0,1 мкм 2 Суть метода: ПАВ (поверхностно-активные вещества) – это химические соединения, которые обладают моющим действием и позволяют «доотмыть» оставшуюся нефть в пласте. Несмотря на то что изучением ПАВ занимаются уже больше 30 лет, многие аспекты этой проблемы до конца не изучены . Существенный недостаток технологии – необходимость большеобъемных закачек растворов ПАВ, т.к. небольшие объемы закачки не приводят к действенным результатам и проведение технологии обречено не неудачу ТЕРМОПОЛИМЕРНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ Критерии применимости: коэффициент проницаемости ≥ 0,03 мкм 2 , ϻ ≥ 30 МПа.с Суть метода: представляет собой закачку в пласт горячего раствора повышенной вязкости для более эффективного продвижения тяжелой нефти к скважине. В настоящее время данный метод не до конца проработан, т.к. существует высокая вероятность, что при нагревании полимера он потеряет свои основные свойства Начало проведения: любая стадия разработки Начало проведения: IV стадия разработки 5 Трудноизвлекаемые запасы нефти 17 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00 2015 2020 2025 2035 Действующие месторождения Новые месторождения ТРИЗ Шельф Что такое трудноизвлекаемая нефть? Высокие темпы развития нефтяной промышленности в России обусловили быстрое истощение высокопродуктивных залежей, в результате чего нефтяные компании столкнулись с такой проблемой, как снижение качества запасов Добывающим компаниям так или иначе приходится браться за разработку месторождений или залежей, отличающихся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими свойствами ее и коллектора, вмещающего ее. Такие залежи получили названия «трудноизвлекаемых запасов» или ТРИЗ >65% cоставляет доля ТРИЗ нефти в России от общего объема доказанных запасов* Структура добычи нефти: прогноз Минэнерго Целевой сценарий добычи нефти будет реализован, если суммарная доля добычи нефти на шельфе и из ТРИЗ достигнет к 2025 году 25% 17 33 6 469 500 300 400 млн т 50 80 47 348 Разработка трудноизвлекаемых запасов сегодня становится необходимым условием успешного нефтяного бизнеса. ЧТО ОТНОСИТЬ К ТРИЗ? К ТРИЗ относятся запасы высоковязких нефтей, низкопроницаемые коллекторы, подгазовые зоны и нефтяные оторочки, выработанные (истощенные) залежи, нетрадиционные источники углеводородного сырья (сланцевые коллекторы) и месторождения, удаленные от инфраструктуры Для каждой группы существуют как свои проблемы разработки, так и специальные технологические решения, дефицит которых тоже может стать основанием относить запасы к ТРИЗ • К примеру, драйвером разработки запасов НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (это примерно 60% мировых запасов ТРИЗ) становится совершенствование технологий воздействия на пласт, в первую очередь — технологии многогостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) Именно технология МГРП позволила нефтедобывающим компаниям мира начать работать с ТРИЗами и разрабатывать месторождения с низкопроницаемыми коллекторами • Запасы, которые находятся НА УДАЛЕНИИ ОТ ОСНОВНЫХ ЦЕНТРОВ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ , тоже записывают в ТРИЗ, хотя в этом случае проблемой может быть не технологический вызов, а исключительно затраты, которые связаны со строительством логистических и других инфраструктурных объектов. МГРП, в отличие от других методов увеличения нефтеотдачи, обычно начинают применять с самого начала разработки месторождения • К ТРИЗ можно отнести и запасы месторождений с ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ . Снижение обводненности месторождений на 1% позволяет уменьшить операционные затраты на добычу нефти на 15%. • Добыча ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ осложняется ее низкой подвижностью в пласте, сложностью подъема на поверхность и дальнейшей транспортировки. Проблема решается с применением дорогостоящих тепловых технологий. *Источник: Минэнерго 18 6 Профессия инженера-нефтяника 19 Профессия инженера-нефтяника Область профессиональной деятельности выпускников - сегмент топливной энергетики, включающий освоение, разработку и эксплуатацию месторождений, транспорт и хранение углеводородов 84% Выпускники могут работать буровиками, буровыми супервайзерами, геологами, горными инженерами, контролерами по качеству нефти и нефтепродуктов, маркшейдерами, операторами по добыче нефти и газа, технологами по нефтепереработке ДОЛЯ ТРУДОУСТРОЙСТВА ВЫПУСКНИКОВ УЧЕБНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ОТРАСЛИ КУДА ПОСТУПАТЬ? САНКТ-ПЕТЕРБУРГ: ► Санкт-Петербургский горный университет Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» ТОМСК: ► Национальный исследовательский Томский политехнический университет Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» ► Казанский (Приволжский) федеральный университет Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» КАЗАНЬ: МОСКВА: ► Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» ТЮМЕНЬ: ► Тюменский индустриальный университет Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» Программа профиля готовит специалистов в нефтегазодобыва- ющей и перерабатывающей области, в обязанности которых входит ремонт, реконструкция и восстановление нефтяных и газовых скважин на суше и на море, эксплуатация и обслужи- вание технологического оборудования, используемого в отрасли, планирование и организация работы бригад рабочих на скважинах, контроль за соблюдением мер производственной безопасности и норм экологического законодательства Не стоит забывать и про научно-исследовательское направление, для которого, правда, необходимо окончить магистратуру ► Уфимский государственный нефтяной технический университет Направление - «Нефтегазовое дело», «Геология нефти и газа» УФА: 20 Профессия инженера-нефтяника РАЗРАБОТЧИК НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ специалист, оказывающий техническую и оперативную поддержку по планированию и разработке месторождения ГЕОЛОГ-НЕФТЯНИК это специализация геолога, направленная на поиск новых месторождений полезных ископаемых и оценка потенциала имеющихся ГЕОФИЗИК занимается сейсмической разведкой, оценкой запасов нового месторождения и рациональным проведением разработки‚ не наносящей ущерба окружающей среде ИНЖЕНЕР ПО БУРЕНИЮ специалист отвечающий за бурение скважин, оставление графика бурения‚ прогнозирование результатов этого процесса‚ координация работ и необходимого оборудования и т. д. ОПЕРАТОР ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА специалист выполняющий операции, связанные с добычей нефти и газа, процессами нагнетания газа и воды, нефтяным и газовым оборудованием, работой приборов и сосудов высокого давления КРУПНЕЙШИЕ НЕФТЯНЫЕ КОМПАНИИ: ► ПАО «Сургутнефтегаз ► ПАО «Газпромнефть» ► ПАО «НК «Роснефть» ► ПАО «Нефтяная компания «ЛУКОЙЛ» НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ ИНСТИТУТЫ ► Научно-технический центр (НТЦ) Газпромнефти ► Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт ► Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А.П. Карпинского ► ООО «НИПИ-Нефтегаз» ГОССУДАРСТВЕННАЯ КОМИССИЯ ПО ЗАПАСАМ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ: ► Филиалы в Санкт-Петербурге, Красноярске, Новосибирске, Казани ОСНОВНЫЕ ПРОФЕССИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ИНДУСТРИИ: СЕРВИСНЫЕ КОМПАНИИ: ► Eurasia Drilling Company ► Schlumberger ► Baker Hughes ► Halliburton 21 ОСНОВНЫЕ ПРОФЕССИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ИНДУСТРИИ: 7 Задание кейса 22 Задание Произвести подсчет геологических и извлекаемых запасов каждого объекта Сибирского месторождения; 2. 1. 3. Проанализировать природные характеристики и свойства двух объектов разработки Сибирского месторождения и предложить методы увеличения нефтеотдачи для каждого из объектов; На основании п. 1-4 предложить нефтедобывающей компании объект, первоочередной для разработки на Сибирском месторождении Рассчитать добычу нефти по годам и суммарное значение за весь период разработки каждого из объектов, учитывая прирост добычи от выбранных технологий повышения нефтеотдачи; Определить значение прибыли компании по годам и суммарное значение, учитывая затраты на бурение скважин и проведение технологических мероприятий по увеличению нефтеотдачи; 4. 5. 23 Обращаем ваше внимание, что в каждом разделе кейса содержится информация, которая поможет вам в решении 1850 Средняя глубина залегания, м 2790 терригенный Тип коллектора терригенный 1230 Средняя плотность горных пород, кг/м 3 1270 12 Средняя общая толщина, м 21 4,9 Средняя эффективная толщина, м 11,5 128,7 Проницаемость, мД 4,3 64,5 Начальная пластовая температура, ˚С 85 19,3 Начальное пластовое давление, МПа 29 3,2 Вязкость нефти, мПа·с 1,3 850 Плотность нефти, кг/м 3 829 0,959 Пересчетный коэффициент 0,905 90 Сетка скважин, га/скв 50 Описание месторождения Срок разработки – 20 лет Начало разработки – 2019 год Месторождение Сибирское Ханты-Мансийский АО ОБЪЕКТ № 2 ОБЪЕКТ №1 ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ Объекты разработки, отличающиеся по величине извлекаемых запасов, а также геолого-физическими свойствами На объекте №1 требуется пробурить 54 скважины (добывающих и нагнета- тельных в соотношении 2:1), для объекта №2 – 120 скважин (1:1) 24 Результаты лабораторных исследований Перед вами результаты проведения лабораторных экспериментов, которые помогут вам определить недостающие параметры объектов разработки, необходимые для дальнейших расчетов. Коэффициент открытой пористости m определяли с помощью метода Преображенского Керн P 1 - масса сухого чистого образца породы в воздухе, г; Р 2 - масса насыщенного керосином образца породы в керосине, г; Р 3 - масса насыщенного керосином образца породы в воздухе, г. Керн объекта №1 75 57,3 80 Керн объекта №2 78 48,2 85 Для нахождения коэффициента начальной нефтенасыщенности α нн необходимо вычислить остаточную водонасыщенность*, которую определяют методом центрифугирования Подробнее: http://aipe- nv.ru/student/student_news/virtualnye_laboratornye_raboty/lab/lab59/mtd.htm Подробнее: http://aipe- nv.ru/student/student_news/virtualnye_laboratornye_raboty/lab/lab65/mtd.htm Керн С 1 - масса сухого образца в г; С 4 - масса образца после центрифугиро- вания, в г; С 5 - масса образца, насыщенного водой в г; Керн объекта №1 75 55,73 20 Керн объекта №2 78 70,05 59,08 нн он выт К 1 631 , 0 ) 30 ( 19 н он К 667 , 0 ) 30 ( 20 нн он К Коэффициент вытеснения определяют по формуле: где α нн – коэффициент начальной нефтенасыщенности, %: α он – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, определяемый по зависимостям, выведенным для данного месторождения: для объекта 1 для объекта 2 Для коэффициента охвата была выведена следующая зависимость: 27 , 0 73 , 0 ср охв К К где К ср – коэффициент системы разработки, учитывающий количество скважин и их расположение, для объекта 1 К ср =0,51, для объекта 2 - К ср =0,4 25 Также для вычисления параметров, входящих в формулу коэффициента извлечения нефти (КИН), экспериментальным и аналитическим путем были определены формулы и зависимости. 8 Приложения 26 Динамика добычи нефти на объектах Объект №1 1 стадия «Ввод в разработку» Срок: 2 года Значения добычи нефти: 1 год 2 год 4,87% от НИЗ* 9,83% от НИЗ *НИЗ = Начальные извлекаемые запасы; при расчете годовой и суммарной добычи не учитывать коэффициент пересчета Θ Объект №2 1 стадия «Ввод в разработку» Срок: 2 года Значения добычи нефти: 2 стадия «Максимальная добыча» Срок: 2 года Значения добычи нефти: 3 год 4 год +17,2% от пред. года +5% от пред. года 3 стадия «Падающая добыча» Срок: 9 лет 4 стадия «Завершающий этап» Срок: 7 лет 27 5-7 годы 8-9 годы 10-11 годы 12-13 годы -10% от пред. года -15% от пред. года -25% от пред. года -20% от пред. года 14-15 годы 16-20 годы -25% от пред. года -30% от пред. года 1 год 2 год 4,34% от НИЗ* 8,68% от НИЗ 2 стадия «Максимальная добыча» Срок: 2 года Значения добычи нефти: 3 год 4 год +10% от пред. года +5% от пред. года 3 стадия «Падающая добыча» Срок: 9 лет 5-6 годы 7-9 годы 10-13 годы -6% от пред. года -8% от пред. года -15% от пред. года У 30% добывающих скважин произошло загрязнение прискважинной зоны. 4 стадия «Завершающий этап» 14-20 годы -30% от пред. года Срок: 7 лет На этой стадии у 20% добывающих скважин произошло загрязнение прискважинной зоны. На 12 год разработки обводненность 25% добывающих скважин достигла значения 80% Дополнительные данные Технология Годовой прирост добычи нефти от проведения 1 операции, тонн/скв Длительность эффекта от 1 операции Количество скважин для обработки Как часто можно применять на объекте Стоимость за обработку 1 скв, руб Гидроразрыв пласта +2000 т/скв Ежегодно эффект уменьшается на 70% 10-30% добывающих скважин 1 раз 5000000 Многостадийный ГРП +15 330 т/скв Ежегодно эффект уменьшается на 50% Для ТРИЗ требуется обработка всех добывающих скважин 2 раз 32000000 Солянокислотная обработка +1000 т/скв 1 год 10-30% добывающих скважин 3 раз 250000 Глинокислотная обработка +1000 т/скв 1 год 10-30% добывающих скважин 3 раз 250000 Пароциклическая обработка Увеличение год. добычи в 2 раза 1 год Все добывающие скважины Ограничений нет 500000 Потокоотклоняющие технологии + 250 т/скв 1 год Ежегодно количество добывающих скважин, обводненность которых достигла 80% растет на 10% Ограничений нет 900000 Плазменно- импульсное воздействие +2300 т/скв 1 год 10-30% добывающих скважин 1 раз 7000000 Закачка растворов ПАВ Увеличение КИН на 15% 3 года На все количество нагнетательных скважин объекта Ограничений нет 1300000 Термополимерное воздействие Увеличение КИН на 6% 1 год На все количество нагнетательных скважин объекта Ограничений нет 1100000 28 Затраты на бурение 1 скважины на объекте №1 – 50 млн. руб., на объекте №2 – 65 млн. руб. Остальные виды затрат учитывать на свое усмотрение Работа над кейсом 29 1 2 3 4 5 6 7 Собрать лучшую команду Распределить роли Определить цель и элементы проблемы Проанализировать отдельные элементы и объединить все части решения Оформить презентацию До старта День 1-4 День 5-6 День 6-7 Стар т че мпи оната |