Месторождения с трудноизвлекаемыми

Месторождения с трудноизвлекаемыми

Запасами условия выработки запасов

 

Геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России составляют 55 млрд.тн

• в Северо–Западном федеральном округе – 436, 037 млн.тонн (2%);

• в Южном– 7, 708 млн.тонн (0, 04%);

• в Северо–Кавказском – 1, 9 млн.тонн (0, 01%);

• в Приволжском – 844, 297 млн.тонн (4, 68%);

• в Уральском – 651, 590 млн.тонн (3, 62%);

• в Сибирском – 3, 544 млн.тонн (0, 02%);

• в Дальневосточном – 7, 487 млн.т (0, 04%);

• на шельфе Российской Федерации – 27, 680 млн.тонн (0, 15%).Месторождение сверхвязкой нефти и природных битумов в России сосредоточены, главным образом, в Волго–Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край) с относится к категории сверхвязкой, которая представляет собой нечто среднее между тяжелыми высоковязкими нефтями и природными битумами.× К категории сверхвязких нефтей в России принято относить нефть вязкостью в пластовых условиях более 200 мПа*с. Для целей налогообложения нефть с вязкостью выше 200 мПа Многие м/р характеризуются рядом неблагоприятных факторов затрудняющих их разработку, суммарная доля трудно извлекаемых нефтей в текущих развед.запасов России превысило 60%, при этом около 38% приходится на коллектора с низкой проницаемостью. В настоящее время полного единства взглядов исследователей на классификации трудно извлекаемых запасов не существует, это объясняется большим многообразием условий залегания нефти. Трудно извлекаемые запасы это запасы м/р, залежей или отдельных их частей отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и(или)физ.ее свойствами. Для добычи трудно извлекаемых запасов требуются: -повышенные затраты финансовых, материальных, трудовых ресурсов

-не традиционные технологии не серийное оборудование дефицитные материалы и реагенты. По экономическим критериям эффективности разработки трудно извлекаемые запасы занимают промежуточное положение между забалансовыми и извлекаемыми для современных условий. По мнению ряда опционистов к категории техногенных трудно извлекаемых должны быть отнесены остаточные запасы с обводненностью свыше 80%

 

№2 Трудно извлекаемые запасы: определение критерии эффективности

Трудноизвлекаемые запасы нефти ( ТИЗ) - запасы залежей ( месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и ( или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы

Месторождениям с трудноизвлекаемыми нефтями присущи низкие и неустойчивые дебиты скважин, для эксплуатации которых необходима разработка и применение разнообразных и дорогостоящих технологий [5]. К трудноизвлекаемым относят нефти либо по качеству сырья:

* тяжелые ( плотность более 0, 92 г/см3);

* высоковязкие (более 30 мПа.с в нормальных условиях);

* либо по условиям залегания: ·

* проницаемость коллекторов менее 0, 05 мкм2

 

Назначение методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Увеличение степени извлечения нефти из недр в настоящее и ближайшее десятилетия является одной из главных проблем энергообеспечения. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0, 25 -0, 45, что явно недостаточно для увеличения ресурсов нефти. Остаточные запасы или не извлекаемые существующими промышленно освоенными методами разработки достигают примерно 55 - 75 % от первоначальных геологических запасов нефти в недрах и представляют собой большой резерв увеличения извлекаемых ресурсов с применением методов повышения нефтеотдачи пластов. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.

Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на четыре группы:

· гидродинамические методы;

- физико-химические методы;

- газовые методы;

- тепловые методы.

Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкой нефтью, разрабатываемых с использованием заводнения к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкой нефтью - использование пара, внутрипластовое горение. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые - 40 и на газовые - 10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть.

Причины снижения нефтеотдачи

В последнее время сложилась ситуация когда нефтяные компании на практике не заинтересованы в применении современных методов МУН, а вместо этого используют методы выборочной интенсификации добыче нефти из активных запасов в том числе и в том случае если они ведут к снижению проектной нефтеодачи то есть увеличение дебитов скважин приводит к огромным потерям углеводородов по причине переводов к значительной части запасов в трудно извлекаемые. Применение МУН требует дополнительных затрат таким образом современные предприятия отказываются от методов объясняется тем что снижается себестоимость сырья. Образуются так называемые не рентабельные скважины ( понятие присутствующие на промыслах ) но отсутствует в Российском законодательстве. В статье 23 Федерального закона о недрах и прописаны требования о наиболее полном извлечении запасов из недр. Отечественные недрапользователи оставляют не рентабельные скважины без разработки ( закон позволяет ) что снижает нефтеотдачу и увеличивают долю трудно извлекаемых запасов.

 

Особенности извлечения высоковязкой нефти

При выборе и оптимизации метода добычи сверхвязкой битуминозной нефти приоритетными являются исследования вязкостных характеристик и зависимость подвижности флюида от окружающих условий. Выделяют два подхода при добычи нефти:

- добыча холодным (естественным) способом;

- добыча термическим (в том числе, паровым) и химическим воздействием на флюид.

Важное значение при разработке месторождений природных битумов имеет энергосбережение, в котором подъем тяжелых углеводородов ведется по возможности с меньшими затратами энергии на тонну добываемой продукции. Одной из таких технологий является нестационарное или пульсационное воздействия на биту- минозный коллектор. Этот способ прост, надежен в эксплуатации и совместим со многими традиционными способами добычи битумов. Одним из очевидных преимуществ теплотехнологии пульсационного воздействия в размягчении трудноизвлекаемых углеводородов является решение проблемы застойных зон, появляющихся в коллекторе вдоль горизонтальной скважины, где содержится значительное количество не извлеченной продукции. Это при- водит к интенсификации процессов извлечения остаточных углеводородов и увеличению рабочего объема при извлечении залежи.

 

 

Вопрос-15. Последовательность расчета основных

Недр при проведении ВДОГ

Охрана окружающей среды и недр при проведении ВДОГ

Разработка нефтяных месторождений внутрипластовым горением сопряжена с образованием в пласте газов ВГ, поступающих в систему сбора вместе с продукцией добывающих скважин, что и породило проблему их обезвреживания.

Газы ВГ представляют собой многокомпонентную смесь воздуха, нефтяного газа и продуктов сгорания, а также продуктов разложения пород коллектора.

Процесс ВГ может осуществляться как на поздней стадии эксплуатации старых месторождений, так и на вновь вводимых, и составы и количества газов ВГ будут различны. Также на одном и том же месторождении с течением времени разработки происходит изменение состава газов – уменьшение содержания углеводородов и увеличение содержания азота.

В общем случае в состав газов ВГ входят безвредные газы – азот, кислород, водород; газы загрязняющие атмосферу – диоксид углерода и углеводороды С1 – С3; токсичные компоненты – углеводороды С4 и выше, оксид углерода и соединения серы.

Наличие токсичных компонентов в составе газов ВГ требует их обезвреживания перед выбросом в атмосферу. Для этого требуются сведения не вообще о газах ВГ, а конкретных газах ВГ с фиксированным их составом, т. е. необходима классификация газов ВГ.

Поскольку газы ВГ представляют собой сложную многокомпонентную смесь, то их обезвреживание в одну стадию невозможно. Технологии обезвреживания таких газов должны быть многостадийными. Но такая технология не может быть применена, т.к. она очень сложна для реализации в промысловых условиях.

Учитывая наличие в газах ВГ значительного количества горючих компонентов, в структурной схеме обезвреживания рационально предусмотреть стадию термического окисления.

Общая структурная схема, рекомендуемая для обезвреживания различных газов ВГ: предварительная очистка от сероводорода, термическое окисление горючих компонентов, очистка продуктов окисления от диоксида серы.

Техника безопасности при ВДОГ

1. Работы по созданию ВГ должны осуществляться под руководством представителя НПО " Союзтермнефть" и ответственного, назначенного приказом по предприятию, по проекту, утвержденному в установленном порядке.

2. Территория участка, где осуществляется розжиг, должна быть снабжена предупреждающими знаками " Осторожно! Розжиг пласта".

3. На участке, где осуществляется ВГ, должна предусматриваться герметизация устьевого оборудования нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин.

4. В случае использования воздуха при инициировании горения до начала его нагнетания в скважину необходимо тщательно очистить поверхности внутрискважинного оборудования под электронагревателем и устьевую арматуру от пленки нефти (циркуляцией пен, повышением забойного давления над пластовым).

5. При пробном нагнетании сжатого воздуха необходимо постоянно контролировать состав газовой смеси добывающих скважин. Содержание кислорода в газовой смеси скважин не должно превышать 10%, в противном случае следует прекратить эксплуатацию скважин и перевести их в наблюдательные.

6. Объекты (скважины, замерные установки и др.), находящиеся под воздействием ВГ, должны быть оборудованы дистанционными средствами контроля давления и температуры.

7. Электронагреватель, используемый для инициирования горения, должен быть заводского изготовления, соответствовать рабочим параметрам и отвечать требованиям раздела 7.4.7.

8.. До включения электронагревателя необходимо начать закачку воздуха в скважину. Подача напряжения на электронагреватель должна производиться автоматически с выдержкой времени, рассчитанной на продувку скважины воздухом объемом, превышающим пятикратный объем скважины.

9. Перерывы в процессе нагнетания воздуха при инициировании горения не допускаются. В случае вынужденных (непредвиденных) перерывов включать электронагреватель следует согласно п. 7.4.10.8.

10. Не допускается перфорация наблюдательной (контрольной) скважины, расположенной вблизи нагнетательной.

11. Температура на забое добывающей скважины не должна превышать 150 °С. При температурах, близких к указанной, необходимо охлаждать (водой или другими агентами) забой добывающей скважины без остановки. При неэффективности охлаждения скважину необходимо заглушить и продолжать охлаждение.

 

Условиях разработки

 

Оценки технологической эффективности применения МУН. Одной из важнейших задач при оценке эффективности МУН и прогнозе технологических показателей их применения является определение технологической эффективности при промысловой реализации. Наиболее широко для этой цели используются на поздней стадии методы характеристик вытеснения. В настоящее время существует значительное количество характеристик вытеснения, в той или иной степени пригодных для применения в различных геологических условиях и стадиях разработки. Опыт применения метода характеристик вытеснения показывает неоднородность результатов, получаемых для различных объектов по одним и тем же характеристикам, а также по разным характеристикам для одних и тех же объектов. Основная задача оценки промысловой эффективности МУН заключается в определении величины дополнительно добытой нефти в период от 5-6 лет после. эта задача более простая, нежели оценка прироста извлекаемого запаса нефти эксплуатационного объекта, так как неопределенность в определении величин вырабатываемых запасов существенно более высокого уровня, чем в добыче нефти из этого объекта. При этом выработка запасов и, соответственно, дополнительная добыча нефти осуществляется в подавляющем числе случаев приоткрытых внешних границах участка. Ряд авторов считают, что для поздней стадии разработки можно использовать все имеющиеся методики на основе характеристик вытеснения. Таким образом, высокая степень неопределенности, связанная с оценкой технологической эффективности на поздней стадии разработки, требует выработки новых подходов к выбору и реализации методов расчета по характеристикам вытеснения, позволяющих на основе ясных и простых критериев формализовать и автоматизировать этот процесс. Классификация технологий увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон скважин. Выбор объектов для их применения. Переломным моментом в вопросах, связанных с внедрением МУН в РТ, было принятие налоговых стимулов на добычу дополнительной нефти за счет ОПЗ и МУН (1996 г.). Если в 1994 г. было добыто дополнительно за счет МУН всего 420 тыс т. нефти, то в 1997 – 2, 4 млн. т., в 1998 - 2, 6 млн. т., в 1999 – 3, 2 млн. т., а в 2000 г. добыча дополнительной нефти составило 3, 85 млн. т. или более 14% от общей добычи, в 2001 г. - > 15%.

 

Технологии на основе

Месторождения с трудноизвлекаемыми

Поделиться: