В настоящее время компаниями разрабатываются месторождения жесткими методами, что приводит к относительно резкому снижению объемов добычи из-за большого количества остаточной нефти.
Это связано и с экономической выгодой нефтедобывающих компаний. В итоге, в залежи остается больше 1/3 углеводородов, а во многих случаях больше 50%. Часто это связано с выбором неправильного процесса разработки. Вследствие чего возникла потребность в освоении новых методов повышения
нефтеотдачи, которые могли бы продлить жизнь месторождению.
На рисунке показана схема, по которой работают большинство действующих месторождений.
Рис. Обобщенный график жизни нефтяного месторождения:
Q(t) - добыча нефти, t - время разработки месторождения,
РЦ - реабилитационные циклы,
МУН - методы увеличения нефтеотдачи,
«Полка» - стабильное состояние системы [1]
Основными проблемами, с которыми сталкиваются при создании метода, увеличивающего коэффициент нефтеотдачи, являются сильно заводненные коллекторы. Отсутствие моделей для опробования внутрипластовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях создает дополнительные трудности при детальной разработке метода.
Важно отметить, что для применения метода на какомто конкретном месторождении нужно учитывать индивидуальные свойства коллектора, а также экономическую эффективность использования дополнительных технологий.
Основные причины падения уровня добычи - снижение добычи нефти на зрелых месторождениях, недостаточная вовлеченность запасов в разработку и сведение к минимуму геологоразведочных работ (ГРР).
В России почти 50% всех углеводородных ресурсов считаются нерентабельными [7]. Это связано с тем, что нет приемлемых условий для освоения трудноизвлекаемых запасов (ТРИС) на новых участках и на эксплуатируемых. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется 10ми и 100ми млн тонн. Но благодаря передовым методам нефтяники способны изъять из-под земли до 75% нефтяного запаса.
Разработки месторождений ведутся в 3 этапа: на 1м используют энергию пласта, при которой нефтеотдача равна 5-15%, на 2м - искусственные методы, такие как заводнение и гидроразрыв пласта (ГРП), повышающие нефтеотдачу на 20-60%. На 3м этапе, который привлекает большой интерес, используют новые технологии, учитывающие свойства техногенно-измененного коллектора. Они повышают нефтеотдачу на 35-75% и являются экономически выгодными. К таковым методам относятся: физико-химические, газовые, тепловые, микробиологические. Доля методов в мировой практике составляет 5%, 45%, 50% соответственно [7].
Физико-химические методы
К ним относятся закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, щелочей. Многие нефтяные компании и научно-исследовательские институты проводят разработку новых химических компонентов, которые используются для улучшения коллекторских свойств пород и для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин. Такими являются вещества на базе «Сульфена-35», «Нефтенола НЗ» и комплекса «Химеко-В». Данные реагенты применяются для терригенных коллекторов, на глубине до 3000 м. Ожидаемый дополнительный коэффициент извлекаемой нефти при использовании этих веществ от 5 до 30% [7]. Реагент Сульфен-35 был разработан в Казани компанией Нефтехимгеопрогресс, применяется для очищения порового пространства от нефтяной пленки и асфальто-смолистых соединений, а также для обработки призабойной зоны и «доотмыва» нефтяной пленки с нефтенасыщенного коллектора [5]. Также компанией разработан Реагент-Разглинизатор, который извлекает глинистые частицы с закольматированной призабойной зоны и способствует увеличению дебита скважины.
В качестве бурового раствора ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработал вещество с низкой фильтрацией, которое не загрязняет пласт и увеличивает фильтрацию призабойной зоны. «Нефтенол НЗ» и «Химеко-В» широко используется в Западной Сибири компаниями ОАО «ЛУКоил», ОАО «Татнефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. [6].
Микробиологические методы
Большое значение приобретает микробиологическое воздействие, которое основывается на синтезе поверхностноактивных веществ из продуктов жизнедеятельности микроорганизмов. Существует 2 способа вовлечения биоПАВ в разработку залежи: синтез вещества на поверхности или непосредственно в пласте [4]. Преимущество метода состоит в том, что у этих организмов широкий диапазон условий среды обитания. Принцип основывается на выделении бактериями химических веществ, которые растворяют карбонаты, разжижают высоковязкую нефть и в целом увеличивают проницаемость коллекторов, что повышает нефтеотдачу до 40% [7]. Хотя данный метод является экономически выгодным и легким в использовании, к сожалению, такие технологии используются редко, так как недостаточно навыков их применения, а также очень сложно организовать контроль над процессом.
Газовые методы
Закачку газа, метана, сжиженного нефтяного газа, азота и углекислого газа проводят для поддержания пластового давления в скважине, а также увеличения нефтевытеснения углеводородов из пласта [3]. Shell многолетним опытом применяется двуокись углерода для вытеснения нефти из коллектора с растворенным в ней загрязняющим газом. Проводится данное мероприятие с помощью чистого CO2, либо с применением газовой пены или смеси на его основе. Этот метод имеет ряд преимуществ.
Газ - сырье, которое легко транспортируется по трубопроводам, хорошо растворяется в нефти, разжижая ее, и в воде, делая ее более вязкой, имеет экологическую безопасность для окружающей среды. Также используется газ, являющийся побочным продуктом производства, а в случае попутного газа (ПНГ), извлекаемого при добыче углеводородов, газ может быть закачан обратно в пласт для увеличения нефтеотдачи [3].
Тепловые методы применяются для извлечения высоковязких нефтей.
Принцип состоит в понижении вязкости нефти под воздействием тепла.
Эффективность зависит от тепловых потерь в породе [8].
Используют несколько различных технологий подачи тепла в пласт: внутрипластовое горение, вытеснение нефти паром, горячей водой, пароциклические обработки скважин, импульсно-ударное и вибрационное воздействие [3].
Основная задача - распределить тепло равномерно по всему пласту, чтобы максимально вовлечь все участки тяжелой нефти. Хотя применение парового воздействия сопряжено со сложной организацией контроля над введением технологий и ограниченностью использования метода по глубине залегания продуктивной залежи, в то же время метод позволяет включать в разработку небольшое скважин, через которые проводится нагрев, и, как результат, получать высокий дебит дополнительной нефти. В США в течение более 50 лет успешно проводится добыча высоковязкой нефти на месторождении С. Белридж в Калифорнии [8].
Выводы:
1. Переход от жестких методов воздействия на пласт для получения больших объемов в короткие сроки, к режимам, щадящим внутреннюю систему месторождения, способствует продлению эксплуатации месторождения и, соответственно, увеличению объема добываемой нефти. Применение предлагаемых методов увеличения нефтеотдачи позволит максимально эффективно использовать месторождения на конечной стадии разработки и те, которые еще могут давать большие дебиты на протяжении многих 10-летий.
2. Применение одного метода не достаточно для более эффективной разработки залежи, применение комплекса методов обеспечивает максимальный коэффициент нефтеизвлечения. Нужно понимать, что режим залежи изменяется со временем эксплуатации месторождения, также как и должны изменяться условия добычи. Нефтепромысловые работы должны подразумевать не только выработку запасов с целью получения быстрых доходов, но и профессиональное освоение месторождения, проведение исследований по добыче максимально возможного количества углеводородов, сохранение окружающей среды и внутренней системы залежи [2].
3. Сотрудничество государства и нефтедобывающих предприятий - неотъемлемая часть успешного нефтедобывающего комплекса. В 1ю очередь необходимо думать о перспективности принимаемых решений, об ответственности за ведение разработки и разумную эксплуатацию месторождения.
Список литературы
1. Запивалов Н.П. Динамика жизни нефтяного месторождения , Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011, Т 6 №3.
2. Запивалов Н.П. Нефтегазовый комплекс России: состояние и перспективы на XXI век , Георесурсы, Казань. 2002. № 1(9) С 32-35.
3. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири: учеб. пособие. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2006. 166 с.
4. Кабдушев А.А., Карабаева А. Применение микробиологических методов для повышения нефтеотдачи. Тараз: Изд-во Таразского государственного университета им. М.Х. Дулати, 2007.
5. «Нефтехимгеопрогресс». Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли. Казань, 2010.
6. ЗАО «Химеко-ГАНГ». Каталог технологий ЗАО «ХимекоГАНГ». 2008. С. 1-74.
7. «Эрнст энд Янг (СНГ) Б.В.». Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России. 2013. 24 с.
8. «Шелл Интернешнл Эксплорейшн энд Продакшн Б.В.», Гаага, Нидерланды. 2012. 32 с.
Автор: А. Басалаева, С. Гусева, Новосибирский ГУ
