Электронное научное издание «Труды мэли: электронный журнал»

Вид материала

Содержание

Ключевые слова
Анализ физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана
Анализ методов обработки призабойной зоны на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Оценка эффективности технологий повышения продуктивности нефтяных скважин

Подобный материал:

Электронное научное издание «Труды МЭЛИ: электронный журнал»

Гилязов Т.Ф., аспирант МЭЛИ

Анализ методов повышения продуктивности скважин наоснове оценки эксплуатации нефтяных месторождений

Аннотация

Большинство разрабатываемых месторождений нефти в России находятся на завершающей стадии разработки. Чтобы сохранить уровень добычи на том же уровне, компании применяют различные технологий. Без достоверного прогнозирования эффективности методов повышения продуктивности скважин невозможно планировать экономическую деятельность нефтедобывающего предприятия. Приводится анализ применения различных методов повышения продуктивности скважин на месторождениях Башкортостана и ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Ключевые слова:

Нефтеотдача, оценка экономической эффективности, обработка призабойной зоны пласта.

Известно, что большинство разрабатываемых месторождений нефти в России на данный момент находятся на завершающей стадии разработки. Это означает, что добывающие компании сталкиваются с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Для того чтобы сохранить уровень добычи на том же уровне, компании применяют множество различных технологий. Применяемые технологии можно разделить на две группы: 1) технологии интенсификации извлечения нефти и 2) технологии увеличения нефтеотдачи. Обе группы технологий позволяют сохранять добычу на том же уровне, что и был раньше, однако извлечь трудноизвлекаемые запасы позволяют только методы увеличения нефтеотдачи.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи, принятая в международном общении, в основном опирается на понятия, сформулированные в США. Но и в США эти понятия оформились не сразу. В этой связи, прежде всего, следует обратить внимание на используемую в этой стране классификацию методов разработки, которая, по нашему мнению, определяется экономическими соображениями. В частности, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторождения разбит на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы были названы вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery - EOR). Эти методы называют также третичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи:

физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Значительное число месторождений России характеризуется высокой выработкой запасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУН по техническим и экономическим причинам проблематично.

В российских компаниях часто к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активных запасов.

Далее приводится анализ применения различных методов повышения продуктивности скважин на месторождениях Республики Башкортостан и ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Анализ физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана

В качестве критерия эффективности МУН авторы работы [8] приводят следующие показатели: средний прирост дебита нефти по одной скважине, измеренный в тоннах; суммарный прирост дебита нефти по всем скважинам за определенный период; средняя прибыль, измеренная в рублях на 1 рубль затрат.

Со вступлением месторождений нефти и газа Республики Башкортостан на позднюю стадию разработки ухудшилась структура остаточных запасов. Разработка месторождений с применением заводнения и сравнительно невысокий ожидаемый коэффициент извлечения нефти (КИН), равный 0,2-0,5 с самого начала привлекали пристальное внимание специалистов для изыскания технологий по повышению нефтеотдачи и эффективности разработки [8].

В последние годы апробированы и нашли достаточно широкое применение в Республике Башкортостан следующие методы увеличения нефтеотдачи: закачка водоизолирующих композиций на основе силикатных и щелочных реагентов, полимеров, латекса, алюмохлорида, глинистых суспензий и др.; из микробиологических методов – технологии активизации пластовой микрофлоры, закачка активного ила, продуктов биосинтеза, а также их различные модификации (табл. 1) [8].

За счет испытания и внедрения лишь физико-химических МУН на месторождениях Башкортостана дополнительно добыто более 5 млн. т нефти со средними приростами 1,06 тыс. т на одну обработанную скважину и средней прибылью 10-15 руб./руб. затрат (таблица 1) [8].

Таблица 1

Основные физико-химические МУН, применяемые на месторождениях Башкортостана.

Основные базовые технологии	Период внедрения, годы	Число скважин	Прирост добычи нефти, тыс. т
Основные базовые технологии	Период внедрения, годы	Число скважин	Всего	На одну скважину
Силикатно-щелочное воздействие	1986-2005	753	1169,8	1,55
Щелочно-полимерное воздействие	1987-2005	736	834,7	1,13
Закачка:
сухого активного ила	1993-2005	568	555,3	0,98
стабилизированного латекса	1998-2005	648	360,1	0,56
КХА (комплексный химический реактив)	1994-2005	322	397,3	1,23
композиция "КОГОР"	1996-2005	262	363,1	1,39
БиоПАВ (поверхностно-активное вещество)	1998-2005	516	406,7	0,79
щелочно-дистиллерных жидкостей	1978-2005	1108	1108,8	1,00
Итого		4907	5195,8	1,06

По способности воздействовать на остаточную нефть МУН можно разделить на три группы [7]:

1) увеличивающие охват пласта заводнением, т.е. воздействующие на нефть в плохо дренированных участках и прослоях;

2) влияющие на коэффициент вытеснения нефти, т.е. на капиллярно удерживаемую и пленочную нефть;

3) технологии комплексного воздействия, включающие механизмы 1) и 2).

Распределение технологий, применяемых на месторождениях Башкортостана, по механизму и принципам воздействия на пласт выглядит следующим образом: из 24 основных МУН, 3 метода (12,5 %) основаны на повышении коэффициента вытеснения нефти, 9 (37,5 %) и 12 (50 %) – соответственно на увеличении охвата пласта воздействием и комплексном воздействии на пласт. Таким образом, основная часть работ выполняется по увеличению охвата пласта заводнением и комплексному воздействию. Такой характер распределения МУН объясняется завершающей стадией разработки крупных месторождений Башкортостана, где МУН, основанные на закачке лишь нефтеотмывающих реагентов, малоэффективны. При этом наибольшее развитие получили технологии на основе силикатно-щелочного и щелочно-полимерного воздействий, применения латексов, сухого активного ила, биоПАВ [8].

На основе представленных данных авторы работы [8] сделали следующее заключение.

Разработанные современные физико-химические МУН для месторождений Башкортостана направлены на извлечение остаточной нефти из высокообводненных пластов на завершающей стадии их разработки и имеют высокую технико-экономическую эффективность. Дальнейшему расширению области применения эффективных МУН для извлечения остаточной нефти из пластов с высокой степенью выработанности и замедлению темпов снижения добычи нефти будут способствовать также соответствующие налоговые льготы [8].

Анализ методов обработки призабойной зоны на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Специалисты ООО «РН-Юганскнефтегаз» опубликовали анализ эффективности обработок призабойной зоны скважин (ОПЗ, ПЗС), проведенных за 2006-2007 г. на разрабатываемых месторождениях. Всего в 2006-2007 гг. было проведено 97 скважино-оперций, по семи методам ОПЗ, на 14 месторождениях. Критерием эффективности был выбран следующий показатель - средний прирост дебита по одной скважине, измеренный в т/сут. или в процентах от прежнего значения.

Загрязнение призабойной зоны скважины продуктами коррозии, солями, асфальтосмолопарафиновыми отложениям (АСПО), песком, механическими и глинистыми частицами при текущем ремонте скважин и водная блокада являются основными причинами снижения продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. Многочисленные технологии обработки призабойной зоны скважин основаны на способности кислот и органических растворителей удалять большинство из указанных примесей и/или снижать водонасыщенность ПЗС [9].

В структуре геолого-технических мероприятий (ГТМ) по категории капитальный ремонт скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» преобладают различные технологии ОПЗ (64%), в то время как доля перфорационных работ составляет 36%. Эффективность всех видов ОПЗ, оцененная как средний прирост дебита по одной скважине (8,7 т/сут.), выше эффективности перфорационных работ (7,7 т/сут.) [9].

Анализ ГТМ за 2006-2007 гг. показывает, что наибольшее число (75%) скважинных операций по плану ГТМ реализовано по технологиям глинокислотной обработки (ГКО) с солянокислотной обработкой (СКО) [9].

А

нализ успешности применения различных технологий ОПЗ показал, что в среднем они обеспечивают 43%-ный прирост дебита нефти и 59%-ный прирост дебита жидкости. Наибольший средний прирост дебита нефти обеспечивает СКО c использованием виброкомпоновки (5 обработок) и СКО с ГДО (газодеприсионное освоение) - (20 обработок) (рис. 1) [9].

Здесь УНГ – установка нагнетания газа.

Анализ результатов ОПЗ, в ходе которых не был получен расчетный прирост дебита (32 скважины), позволил определить основные причины низкой эффективности этих обработок. Из-за неправильной оценки потенциала скважины (в том числе низкое пластовое давление) расчетные параметры не были достигнуты по 6 скважинам (32% от общего недостижения дебита нефти), из-за неэффективных ОПЗ – по 7 скважинам (20% от общего недостижения дебита нефти). Повысить эффективность ГТМ можно за счет перехода на новые технологии, хорошо зарекомендовавшие себя в ходе испытаний и опытной эксплуатации. Также играет роль длительность проведения ремонта скважин.

Комплекс реагентов для ОПЗ и технологию интенсификации воздействия выбирают на основе определения наиболее вероятной причины снижения продуктивности скважины, исходя из наибольшей активности реагентов по отношению к преобладающему кольматанту (кольматант – отложения различной природы на стенках пор). Для формализации выбора реагента в табл. 2 представлены предпочтительные системы для ОПЗ в различных случаях снижения продуктивности.

Таблица 2

Наиболее эффективная ОПЗ при различных причинах снижения продуктивности скважины.

Преобладающий тип кольматанта ПЗС	Реагент для ОПЗ скважин			Приемы интенсификации воздействия
	добывающих	нагнетательных
Соли, оксиды железа	СКО с КПАВ (катионоактивное), гидрофобизаторами		СКО с НПАВ (не ионоактивное), гидрофобизаторами	Добавки винной кислоты, "Аксис-КС". Виброактивация закачки, освоение.
АСПО, соли	Растворитель ("Нефрас", горячая нефть), ПАВ, СКО с КПАВ		Растворы детергентов	Виброактивация закачки, разогрев ПЗС, нагрев растворов
Гель ГРП	Продавка деструктора в объеме трещины, СКО с КПАВ		Продавка деструктора в объеме трещины, СКО с НПАВ	Нагрев ПЗС, виброактивация закачки, освоение после СКО
Глина, песок	СКО+ГКО с КПАВ, гидрофобизаторами		СКО+ГКО с НПАВ, гидрофобизаторами	Добавка "Аксис-КС", виброактивация закачки СКО+ГКО, освоение
Эмульсии	"Нефрас" с деэмульгаторами			Разогрев ПЗС, нагрев растворов
Водная блокада	Спирты, гликоли. При карбонатном цементе - СКО с КПАВ, гидрофобизаторами, солями калия, аммония			Освоение

На основе представленных данных, авторы работы [9] сделали следующее заключение.

Анализ основных причин снижения продуктивности скважин показывает, что перспективы повышения успешности технологий ОПЗ связаны с:

модификацией кислотных составов стабилизаторами растворенной формы кольматантов;
применением селективных технологий ОПЗ (кислотоотклоняющие пачки и др.);
проведением обработок в динамическом режиме с интенсификацией массообмена физическими полями (вибровоздействие, газодепрессионное воздействие).

Расчетные дебиты не достигаются в основном из-за неправильной оценки потенциала скважины, неэффективных ОПЗ, кольматации ПЗС при длительном текущем ремонте скважины.

Проведение СКО в динамическом режиме (с газодепрессионным освоением или вибровоздействием) обеспечивает большую (на 30-40%) кратность прироста дебита по сравнению со стандартной СКО.

Оценка эффективности технологий повышения продуктивности нефтяных скважин

Ясно, что без достоверного прогнозирования эффективности применения методов повышения продуктивности скважин невозможно планировать экономическую деятельность нефтедобывающего предприятия. Существующие системы оценки эффективности методов совершенствуются и предлагаются новые. Например, в работе [18] предложено учитывать изменение обводненности продукции. В то же время все современные методики экономической оценки эффективности имеют свои недостатки, включающие неточное и неполное описание результирующих показателей технологической эффективности и невозможность достаточно полного прогнозирования результатов применения тех или иных методов повышения продуктивности [17]. Например, в работе [9] критерием эффективности были выбраны следующие показатели: средний прирост дебита по одной скважине, измеренный в т/сут. или в процентах от прежнего. Применение данного критерия не учитывает следующих факторов:

различные геолого-технические характеристики обрабатываемых скважин (эффективная мощность пласта, депрессия и др.)
затраты на проведение различных ОПЗ
длительность эффекта.

Учитывая важность применения известных методов повышения продуктивности скважин и введение в эксплуатацию новых технологий, необходима правильная оценка экономической эффективности их применения. Эксплуатация нефтяного месторождения является сложной системой. Очевидно, что оценить, как повлияло применение того или иного метода повышения продуктивности на экономическую эффективность эксплуатации месторождения – сложная задача. При решении данной задачи необходимо наиболее полно учесть геологические, технические, экологические и многие другие условия эксплуатации.

Литература

Вклад ученых Башнипинефти в развитие нефтедобывающей промышленности Башкортостана. Под общей редакцией Е.В. Лозина. – Уфа: УНТиС ОАО «АНК «Башнефть».- 2002. – С.302.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х., Базекина Л.В. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи в условиях Арланского месторождения и др.//Нефтяное хозяйство. – 2005. – №7. – С. 88-91.
Рахимкулов И.Ф., Алмаев Р.Х., Галлямов М.Н., Исламов Ф.Я. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения //Нефтяное хозяйство. – 1982. - №5. – С. 50-54.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». -1987.– С.244.
Алмаев Р.Х., Сафонов Е.Н., Гилязов Р.М.,. Лозин Е.В Состояние и перспективы применения новых МУН на месторождениях Башкортостана. Тезисы докладов IV научного симпозиума. Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе. – Уфа.- 2005. – С. 62-64.
Сафонов Е.Н., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х. и др. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана//Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 11. – С. 18-19.
Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. – Самара: Российское представительство акционерной компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед».- 2000. – С.336.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана //Нефтяое хозяйство. – 2007. – № 4. – С. 42-45.
В.Н. Гусаков и др., Мониторинг и выбор технологий обработки призабойной зоны на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство.- 11- 2007.
March J., Proano E., Brown K. A Nodal Approach for Applying System Analysis to the following and Artificial Lift Oil or Gas Well//SPE 8025. -March, 1979.
McLeod H.O. Significant Factors for Successful Matrix Acidizing. Paper 890021, Symposium Petroleum Technology.- New Mexico.- USA.- 16-19 Oct., 1989.
Глущенко В.Н., Телин А.Г., Силин М.А. Тенденции физико-химической модификации кислотных составов. – М.- ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2007.
Сучков Б.М. Солянокислотные обработки скважин в динамическом режиме//Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 6. – С. 52-56.
Лопатин Ю.С., Подлепаев С.С., Савельев С.В. и др. Опыт и результаты внутрискважинных операций с применением газобустерной установки УНГ 8/15//Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 12. – С. 54-57.
Кроуи К., Масмонтейл Ж., Томас Р. Тендеции в кислотной обработке матрицы//Нефтяное обозрение. – 1996. – С. 20-37.
Matrix Acidizing: A Novel Approach to Foam Diversion/M. Zerhboub, E. Touboul, K. Ben-Naceur, R. Thomas//SPE 22854, 66^th SPE Annual Technical Conference.- Dallas.- USA.- 6-9 Oct., 1991.
Экономическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук: 08.00.05. / Ф.Р. Галиуллин. – Казань. 2005. – С.24.
Проблемы повышения эффективности нефтегазодобывающего производства на основе применения методов увеличения нефтеотдачи: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук: 08.00.05. / В. М. Тарасюк. – Уфа. 2000. – С.22.

Blog