1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
1.1 Отечественный опыт применения МУН
Место Российской Федерации в развитии направления нефтегазодобычи с использованием МУН постоянно менялось. Изначально СССР являлся разработчиком многих методов увеличения нефтеотдачи. Еще до 1950-х годов в России повышение эффективности заводнения связывали с изменением схемы размещения скважин, выбором оптимального давления нагнетания, объектов разработки и других способов, которые относятся к вторичным методам. Уже в 1960-х годах начали изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных примесей, таких как ПАВ, углеводородный газ, щелочи, кислоты и т. п.
В конце 1980-х - начале 1990-х годов были проведены работы по тепловому воздействию на пласты Усинского (Тимано-Печора) и Гремихинского (Волга Урал) месторождений, по физико-химическому воздействию - на пласты Ромашкинского (Татарстан) и Самотлорского (Западная Сибирь) месторождений.
На последнем из перечисленных участков также проводились работы по газовому воздействию.
В 1976 году Советом Министров СССР было принято постановление «О мерах по наиболее полному извлечению нефти из недр», которое определяло объемы дополнительной добычи за счет третичных методов.
В начале 1990-х годов в России производство нефти выросло с 6 до 12 млн тонн в год за счет применения современных на тот момент МУН. При этом общая годовая нефтедобыча в мире за счет МУН составляла около 100 млн тонн. К тому времени в стране в опытно-промышленных масштабах применялось более 20 методов (130 технологий) на более чем 330 объектах (150 месторождениях) с общим объемом геологических запасов нефти около 5 млрд. тонн, что составляло 75% от запасов, в отношении которых применялись МУН в бывшем СССР. В новейшей истории России темпы освоения МУН значительно снизились в абсолютном выражении, однако в относительном выражении доля применения продолжала расти. При этом фундаментальные исследования в данной сфере были практически прекращены. В стране наблюдалась тенденция постоянного снижения коэффициента нефтеотдачи, а доля трудноизвлекаемых запасов по-прежнему увеличивалась.
В последние годы при оценке состояния и перспектив развития нефтяной промышленности страны особо отмечаются истощение ранее введенных крупных месторождений и снижение объема прироста запасов, которые к тому же приурочены преимущественно к небольшим залежам нефти с осложненными геолого-физическими характеристиками в удаленных районах.
В этих условиях все большее внимание привлекает проблема более полного извлечения нефти из разрабатываемых и вновь вводимых месторождений.
Например, более 90% текущих извлекаемых запасов нефти промышленных категорий месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» относятся к категории трудноизвлекаемых.
Как показывает отечественный и мировой опыт, эффективная разработка заводнением таких запасов невозможна без массового применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основными из которых являются химические (ХМУН). Начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции, ХМУН позволяют экономически оправданно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 3 – 15% и более, а также существенно продлить срок рентабельной разработки пласта. При этом они являются безальтернативными и не могут быть заменены другими видами МУН – гидроразрывом пласта (ГРП), горизонтальными скважинами (ГС) или боковыми стволами (БС). Химические МУН используются комплексно вместе с ними, так как являются не только самостоятельным методом повышения нефтеотдачи, но и основным способом регулирования разработки залежей при их заводнении. В последние годы за счет применения ХМУН в мире ежегодно добывается более 100 млн. тонн нефти, и эта величина постоянно возрастает. Успешность применения технологий составляет 70 – 95%, а эффективность в среднем по залежам колеблется в пределах 0,5 – 8,0 тыс. тонн дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию.
Наибольшее применение среди химических методов имеют вязкоэмульсионный состав (ВЭС) и осадкогелеобразующий состав (ОГС).
При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов, в условиях поддержания пластового давления за счет закачки воды, происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное «отключение» из процесса выработки средне- и низкопроницаемых прослоев.
Технология является основной эмульсионной технологией и базовой для всех эмульсионных технологий. Она реализовывается в двух модификациях: закачка ВЭС с КНС и адресная закачка ВЭС – индивидуально в конкретную нагнетательную скважину. Объем закачки раствора в одну нагнетательную скважину находится в диапазоне от 20 до 900 м3. Основной используемый реагент – эмульгатор (нефтенол, эмультерм и т.д.) с рабочей концентрацией 1-5% вес. Первый вариант её реализации (закачка от КНС) прекратили использовать с 2009 года в связи с низкой технико-экономической эффективностью.
Механизм действия технологии заключается в создании в наиболее проницаемых, наиболее выработанных интервалах пласта, в которые преимущественно поступает состав, повышенного фильтрационного сопротивления и подключения за счет этого к процессу фильтрации слабодренируемых и неработающих интервалов пласта, что приводит к выравниванию профиля приемистости (ВПП) и увеличению охвата пласта заводнением. Кроме этого, ВЭС, обладающий повышенными вязкостными свойствами, способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с традиционным заводнением. Эффект завершается после разрушения эмульсии, которое при правильном обосновании объема и концентрации основного компонента - нефтенола – может наступить через 10-12 месяцев после закачки ВЭС.
Наиболее эффективно применение ВЭС на средних стадиях разработки при среднем значении текущей обводненности на участках воздействия 40-80%. В целом применение закачки ВЭС за всю историю нефтедобычи являлось эффективным. Основные объекты использования технологии связанны с пластами группы АС, с пластами ЮС2 и БС10.
Вязкий эмульсионный состав нейтрален по отношению к интенсивности коррозии, скорости солеотложения, развитию сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловом оборудовании.
Сущность технологии заключается в том, что в результате последовательной закачки через буфер воды двух компонентов – сульфата натрия и хлористого кальция (технология ОГС-2) – по мере их продвижения по водонасыщенной части пласта при их взаимодействии происходит постепенное образование устойчивого осадка, состоящего из сульфата кальция. Технология обладает селективностью воздействия, так как осадок может образовываться только в присутствии хлористого кальция, а размеры частиц сульфата натрия намного меньше размеров частиц хлористого кальция, поэтому если даже какая – то часть первого компонента попадает в нефтенасыщенный низкопроницаемый интервал пласта, процесс осадкообразования не произойдет, поскольку хлористый кальций в них не проникнет.
Ещё одним положительным моментом является то, что процесс осадкообразования начинается не в призабойной зоне пласта (ПЗП), а в удаленной части пласта, что позволяет регулировать объём закачки композиции в широком диапазоне, создавая осадок на заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины.
При аномально высоких приемистостях дополнительно используется жидкое стекло (технология ОГС-1). Объем закачки рабочего раствора на 1 скважино-операцию лежит в диапазоне от 120 до 600 м3. Технология наиболее эффективна при текущей обводненности в среднем по участку воздействия от 70% до 95% и выше и может работать как в поровом, так и в трещиноватом коллекторе.
Технологии на основе дисперсных наполнителей также относится к методам, выравнивающим профиль приемистости и фронт вытеснения нефти водой.
ХМУН являются не только самостоятельной группой технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки пластов, но и позволяют создавать наиболее благоприятные условия для эффективного применения других, более затратных методов МУН – ГРП, БС, ГС, и т.д. Так как ОПЗ позволяют восстанавливать или увеличивать продуктивность ПЗП, а ПМУН – перераспределять фильтрационные потоки в межскважинном пространстве и направлять процесс нефтевытеснения из водопромытых зон и пропластков в зоны и пропластки с повышенной нефтенасыщенностью.
На ранних этапах разработки пластов ХМУН играют вспомогательную и второстепенную роль по отношению к затратным и более эффективным на этих этапах разработки вышеуказанным МУН, а в ряде случаев являются просто «жертвенными», т. к. всего лишь создают благоприятные условия для работы скважин с ГС, БС и ГРП. Количество скважино – операций и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов при применении ХМУН на ранних этапах могут быть незначительными. По мере истощения запасов и усложнения их остаточной структуры эффективность и объем применения затратных технологий в связи с увеличением риска получения нерентабельных скважино – операций неизбежно снижается роль ХМУН. При этом увеличивается как количество скважино – операций, так и удельные объемы закачки рабочих растворов химреагентов. На завершающих этапах разработки, когда текущий КИН близок к проектной величине в рамках сформированной системы заводнения, химические МУН играют доминирующую роль по отношению к другим видам МУН. Это связано с тем, что только с помощью ХМУН можно экономически оправданно воздействовать на остаточные запасы нефти. При этом воздействием должна быть охвачена вся площадь залежи. Также объемы закачки рабочих растворов должны возрастать при каждой последующей обработке на
10 – 20% и превышать приемистость нагнетательной скважины в 3 – 15 раз.
В настоящее время ХМУН стали неотъемлемой составляющей разработки многих пластов месторождений ПАО «Сургутнефтегаз». По сути, они определяют уровни текущей добычи нефти и обводненности, а также уровень конечного КИН на этих объектах.
Одним из главных препятствий, сдерживающих развитие ХМУН и их применение в оптимальном режиме, является старение фонда скважин, и прежде всего – нагнетательного. Для решения этой проблемы необходимо целенаправленно осуществлять своевременный капитальный ремонт скважин.
1.2 Зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи
Обратимся к зарубежному опыту. Имеются сведения, по крайней мере, о 1391 проекте применения МУН в мире, в том числе по методам теплового воздействия на пласты – 587, физико-химическим – 433 и газовым методам – 371. Годовая добыча нефти за счет применения «третичных» методов увеличения нефтеотдачи оценивается в мире в 120 – 130 млн. тонн.
По состоянию на 2008 год в мире количество действующих проектов МУН составляет 361 (рисунок 1.1). Большая часть реализуемых проектов приходится на тепловые методы - 166 проекта (46%). Вторыми по значимости являются газовые методы - 169 проектов (47%). Закачка полимеров осуществляется в 20 проектах (7%).
Рисунок 1.1 - Распределение МУН в мире по состоянию на 2008 год
Мировой опыт свидетельствует о возможности увеличения нефтеотдачи за счет применения газовых методов на 5-10%, физико-химических — на 3-8% и тепловых — на 15-20% . По нашим оценкам, на тепловые проекты приходится около 50% добычи от МУН во всем мире, на закачку азота и СО2 ? 45%, на химические методы — всего 5%. В США наиболее широкое распространение получили газовые и термические МУН.
Наибольшие объемы применения МУН принадлежат США. В США на начало 2010 г. было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Их число с 1998 г. несколько уменьшилось, изменяясь от 199 в 1988 г, 143 - в 2004 г. и 194 - в 2010 г., но при этом произошло их укрупнение.. Общая добыча нефти за счет этих методов составляет 34,4 млн.тонн/год, что меньше, чем в 1998 г. - 39,3 млн.т./год. Подчеркнем, что доля добычи нефти за счет «третичных» методов в общей добыче в США составляет около 12%.
Число проектов по термическим методам за этот период уменьшилось со 100 до 61. Наиболее существенный рост числа проектов в США произошел в последнее время по закачке в пласты СО2 (с 66 до 109). По внутрипластовому горению («термогазовый метод», «закачка воздуха высокого давления») количество проектов увеличилось с 7 до 12 с общей добычей 0,8 млн. тонн/год. При этом большинство реализуемых проектов применения «третичных» методов в США оцениваются операторами как рентабельные.
Далее в таблице 1 представлены данные по мировой добыче нефти за счет применения МУН.
Таблица 1.1 - Мировая добыча нефти за счет применения МУН
Страны/методы МУН, млн.тонн Тепловые Газовые Химические Всего
2000 2006 2000 2006 2000 2006 2000 2006
США 23 16,6 16,4 17,4 <1 <1 39,4 34,1
Канада 9 14,5 2 3,3 0,6 0,3 11,6 18,1
ОПЕК (без учета Венесуэллы) 30 29,6 12,5 13 0,3 0,3 42,8 42,9
Венесуэлла 10,8 12 7,9 8,5 - - 18,7 20,5
Европа 0,4 0,5 2,4 3,6 - - 2,8 4,1
Китай 10 11,6 0,6 0,5 2,5 0,8 13,1 12,9
Другие страны 3 4,7 2,1 2 0,9 0,8 6 7,5
Итого: 83,2 84,8 43,9 48,3 4,3 2,2 134,4 140
Согласно материалам Лондонского форума 2004 г., применение уже освоенных МУН позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. тонн, и потенциально способно поднять величину средней проектной нефтеотдачи к 2020 году с сегодняшних 35% до 50%.
В настоящее время опытные работы и промышленное применение современных МУН проводятся во многих странах мира. Так, закачка пара кроме США практикуется также в Индонезии, Китае, Канаде, Колумбии и др. Закачка углеводородных газов – в США, Канаде, ОАЭ, Венесуэле, Ливии.
Нужно обратить внимание, что эти работы с МУН проводятся даже в странах, где имеется высокая обеспеченность высококачественными запасами, например на Ближнем Востоке. Газовые методы в сочетании с заводнением нашли применение и на шельфовых месторождениях Норвегии, где структура запасов гораздо лучше, чем США, Канаде, Китае или Венесуэле. К примеру, использование современных МУН на таких шельфовых месторождениях Норвегии, как Асгард, Стардфьорд и Гуллфакс, позволило поднять конечный КИН на 14-19%, или в 1,3-1,5 раза, в сравнении с нефтеотдачей, которую в середине 80-х гг. давали на них традиционные технологии заводнения.
В Канаде продолжается наращивание числа проектов с применением термических методов, в частности закачки пара гравитационного дренирования (steam-assisted gravity drainage - SAGD), а также методов циклической закачки пара. Например, по данным ряда нефтяных компаний и информации за 2007 г. Управления занятости, иммиграции и промышленности провинции Альберта: компания ConocoPhillips Canada начала в 2007 г. добычу нефти по первому этапу проекта на месторождении Surmont с использованием процесса SAGD; проектная добыча нефти составила 1,25 млн. тонн/год; компания Petro-Canada на месторождении MacKey River с применением внутрипластовото горения в III квартале 2007 г. достигла годовой добычи 1,1 млн.тонн.
В качестве примера рекордных показателей добычи за счет применения паровых МУН можно привести месторождение Дури (Duri), которое находится в Индонезии. На этом месторождении реализация двух подобных проектов дала около 13 млн.тонн нефти в год.
Метод внутрипластового горения также является весьма привлекательным и используется до сих пор, прежде всего потому, что является более дешевым, чем паровой. Самым распространенным вариантом принято считать прямое внутрипластовое горение. При нем у нагнета¬тельных скважин инициируется горение с последующей закачкой воздуха для обеспечения дви¬жения фронта горения от скважины. Также распространена комбинация прямого внутрипластового горения. В случае обратного внутрипластового горения процесс инициируют в скважинах, переводимых далее в до¬бывающий режим, а нагнетание воздуха при этом производится в соседние сква¬жины. Поскольку про¬ведённые испытания оказались не столь успешными, то последний вариант в наши дни не используют.
В случае применения прямого внутрипластового горения выгорает вплоть до 10% от общего содержания нефти в пласте. Это тяжелые компонен-ты. При этом основные проблемы - это коррозия нефтепромыслового оборудования вследствие высо¬ких температур и низкого pH горячей воды, трудность управления процессом, помимо этого возможны эколо¬гические проблемы из-за образующихся больших объёмов дымных газов. Несмотря на все это, внутрипластовое горение остается привлека¬тельным и перспективным МУН, некоторые проекты, оказавшись успешными, продолжаются до сих пор. Более того, иниции¬руются новые проекты. Например, были начаты в конце 1990-х годов и продолжаются до настоящего времени 3 проекта на месторождениях Индии, а в США в 2001 году на ряде месторождений реализован проект внутрипластового горения. Сейчас в мире активны 15 подобных проектов.
Метод вытеснения нефти горячей водой в настоящее время применяется очень редко, поскольку уступает по своей эффек¬тивности применению пара. В соответствии с имеющейся статистикой 4 активных проекта в настоящее время реализуются в США. Самой большой технологической эффективностью обладает термополимерное воздействие на пласт. Пик роста применения тепло-вых МУН так же, как и многих других методов, пришелся на конец 1970-х, начало 1980-х гг. С того времени добыча нефти за счёт тепловых методов увеличения нефтеотдачи посто¬янно растет.
Инновационному развитию нефтедобычи в таких странах как США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др. способствует создание специальных государственных программ промысловых испытаний и освоения современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), а также экономические условия, побуждающие недропользователей активно участвовать в реализации этих программ.
Отметим, что наиболее эффективно и успешно третичные МУН используются крупнейшими нефтегазовыми компаниями, которые имеют возможность инвестировать значительные средства в научноисследовательские работы. Например, компания ExxonMobil в ходе проекта в LaBarge, Wyoming недавно расширила мощности (около 7,5 млн. тонн) по сбору СО2, часть которого используется в рамках проекта по повышению нефтеотдачи.
Компания Royal Dutch Shell также с успехом применяет инновационные МУН в Омане в рамках стратегического альянса с Petroleum Development Oman. В частности, на месторождениях Карн-Алам, Фахуд и Амал активно ведется закачка пара, на участках недр Аль-Нур и Харвил — закачка растворенного газа, а на месторождениях Мармул, Нимр и Амин используются химические методы*.
Кроме того, проекты по увеличению нефтеотдачи тепловыми (термическими) способами ведут совместные предприятия Royal Dutch Shell и ExxonMobil. Среди наиболее ярких примеров — проект Aera в Калифорнии, а также месторождение Скунебик в Нидерландах.
Различные методы увеличения нефтеотдачи также используют такие компании, как Chevron, ConocoPhillips, Occidental Petroleum, Anadarko, Petrobras, Wintershall и TPAO. При этом география применения методов увеличения нефтеотдачи обширна. Помимо Северной Америки, где МУН получили наибольшее распространение, различные технологии используются в Египте, Бразилии, Индонезии, Нидерландах и других странах*.
По оценкам Международного энергетического агентства, сегодня порядка 3-3,5% мировой добычи нефти отводится на долю проектов по увеличению нефтеотдачи третичными методами. Годовая добыча за счет применения таких методов в мире оценивается в 120-130 млн. тонн. В том числе в США производство нефти по данным проектам составляет около 40 млн. тонн или порядка 30% от всего дополнительного мирового производства, получаемого за счет применения МУН. Это более 10% от всей добычи нефти в США. Согласно прогнозам Международного энергетического агентства, к 2030 году в рамках проектов с применением современнейших МУН будет добываться около 300 млн. тонн нефти в год (рисунок 1.2). При этом, как ожидается, три четверти этого объема будут извлекаться только в четырех странах, включая США, Саудовскую Аравию, Кувейт и Китай. Для эффективного развития отечественного нефтяного комплекса крайне важно вовлечение российских компаний в этот процесс. В противном случае Россия рискует отстать от других стран в плане реализации возможностей применения инновационных технологий в отрасли.
Рисунок 1.2 - Прогноз добычи нефти от применения МУН
?
2 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
2.1 Сущность и основные аспекты методов увеличения нефтеотдачи применяемых в условиях Мурьяунского месторождения
Значение третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для будущего российской нефтяной промышленности переоценить сложно. Особенно актуальными они могли бы стать на месторождениях Западной Сибири, многие из которых находятся в стадии падающей добычи и сильно обводнены. Применение современных МУН позволит продлить жизнь таким месторождениям, а значит, не просто получить прибыль, но и поддержать экономику и социальное благополучие целого ряда нефтедобывающих регионов. Однако сегодня развитие третичных МУН сдерживается отсутствием доступных отечественных технологических решений, а также экономических стимулов для их разработки.
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 - Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
В условиях Мурьяунского месторождения применяются следующие методы увеличения нефтеотдачи пластов
- химические методы (заводнение с применением ПАВ, полимерное, мицеллярное заводнение и др.);
- гидродинамические методы (нестационарное (циклическое) заводнение, форсированный отбор жидкости).
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
- гидравлический разрыв пласта (ГРП);
- зарезка боковых стволов (ЗБС);
- горизонтальные скважины;
Химические методы.
Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.
ДСК
В результате неравномерного продвижения фронта вытеснения происходит прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины по отдельным высокопроницаемым интервалам и в нефтяных пластах образуются промытые зоны с низким фильтрационным сопротивлением. Обводненность продукции добывающих скважин быстро достигает предельных значений, при которых эксплуатация скважин становится нерентабельной. Основная масса вытесняющего агента фильтруется к добывающим скважинам по отдельным промытым зонам, что уменьшает охват пластов заводнением, а коэффициент нефтеотдачи при этом не достигает проектного значения.
Одним из путей повышения охвата пластов заводнением, является увеличение фильтрационного сопротивления промытых высокопроницаемых интервалов коллектора с использованием древесной муки в сочетании с глиной. Древесная мука (дМ), поступающая в высокопроницаемые зоны пласта, благодаря наличию на своей поверхности тончайших волокнистых ответвлений, фибрипл, закрепляется на стенках пор за счет сип физического взаимодействия. Более мелкие глинистые частицы, при их нагнетании вслед, задерживаются фибриплами древесной муки, в результате чего образуется стойкая к размыву структурированная волокнисто-дисперсионная система, снижающая сечение промытых поровых каналов пласта. С течением времени древесная мука и глина предельно набухают, усиливая закупоривающий эффект. Коэффициент набухания бентонитовой глины и древесной муки через два часа составляет 1,76 и 1,29 соответственно, а полное их набухание происходит через 86-48 и 12-14 часов. До начала внедрения в пласт компоненты набухают частично и не вызывают осложнений (резкого подъема давления) при закачке.
Древесная мука в отличие от других применяемых в технологиях по повышению нефтеотдачи пластов реагентов (полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др.) Не подвергается термодеструкции, не обладает биоцидными свойствами, биологически чиста. Вследствие того, что ее производство основано на использовании ресурсообеспечивающего материала —отходов производства, стоимость древесной муки на порядок ниже стоимости материалов, применяемых при повышении нефтеотдачи пластов [9].
