Методы увеличения нефтеотдачи. Сравнение российского и зарубежного опыта

Актуальность темы данной статьи обусловлена тем, что потребление энергии в современном мире продолжает расти, в то время как запасы нефти и газа, являющиеся на сегодняшний день основными энергоносителями, сокращаются быстрыми темпами. Отсутствие универсальных методов повышения нефтеотдачи пластов вызывает необходимость координации научного и производственного потенциала в вопросах разработки, испытания и внедрения новых инновационных технологий [1].

В международной практике (США, Канада, Норвегия, Китай, Индонезия и др.) роль воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических, микробиологических) быстро растет и становится все более приоритетной. К настоящему времени, благодаря такому инновационному развитию нефтедобычи, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза, т.е. на 65 млрд. тонн, а проектная нефтеотдача – до 50%, что в 1,6 раза больше, чем в России [7]. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - это, та «тяжелая артиллерия», которая приходит на помощь нефтяникам и газовикам после того, как период рентабельной добычи пройден и наступает необходимость поддержания коэффициента извлечения нефти на должном уровне.

На сегодняшний день количество МУН весьма значительно, в связи с чем нами проведен обзор и анализ методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), которые систематизированы в виде классификации. Нами выделены группы основных методов увеличения нефтеотдачи.

Группа химических методов весьма многочисленна, представлена десятками технологий. Воздействующим агентом являются химические реагенты, имеющие различные основы по химическим характеристикам. Применение химических методов позволяет повлиять на пласт следующим образом: снизить межфазное натяжение на границе нефть-вода; изменить смачиваемость породы; улучшить реологические характеристики нефти; интенсификации добычи нефти; снижения сопротивления фильтрации жидкостей призабойной зоны пласта; отмыв и доотмыв нефти и др. [3]. Группа физических методов представлена методами воздействия на пласт физическими полями с различными характеристиками: сейсмическое, акустическое, импульсное, волновое, и т.д.

Вследствие применения физических методов, в пласте возникают следующие эффекты: циклические деформации порового пространства, вызывающие соответствующие изменения пластового давления, что ведет к интенсификации по выходу нефти из микро- в макроканалы; динамическое разжижение вязкой нефти; снижение капиллярных сил, повышающее скорость фильтрации нефти; улучшается соотношение нефть/вода. В основе группы газовых методов лежит воздействие на пласт газами различных составов. В качестве агента воздействия выступают азот, УВ, СО2, конденсат, газожидкостные смеси и т.д. Газовые методы представлены следующими модификациями: закачка азота под давлением; закачка УВ; закачка СО2; закачка газожидкостной смеси; закачка конденсата.

Из всех апробированных на нефтяных месторождениях технологий гидродинамические методы регулирования разработки заводнением являются одним из основных направлений повышения эффективности разработки и основой применения большинства методов увеличения нефтеотдачи. Гидродинамические методы решают проблемы: регулирования профиля притока в добывающих скважинах; регулирование профиля приемистости в нагнетательных скважинах; снижение обводненности; прирост дебита нефти на 20-30%. Термические методы разработки нефтяных месторождений являются одним из основных способов добычи высоковязкой битумной нефти. Эти методы основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, что позволяет увеличить подвижность флюидов в пористой среде. Термические методы представлены: закачкой пара; внутрипластовым горением; паротепловым воздействием; закачкой горячей воды; и др. Схема микробиологического воздействия представляется следующим образом: микроорганизмы + питательные добавки; микроорганизмы + реагент; продукты синтеза микроорганизмов [2]. В первом случае существует два способа воздействия: активизация пластовой микрофлоры и закачка микрофлоры.

Основные механизмы повышения нефтеотдачи при воздействии на пласт микробиологическими методами следующие: селективное закупоривание высокопроницаемых пластов; окислительно - восстановительные процессы с микробиологическим окислением компонентов нефти и нефти с образованием нефтевытесняющих агентов; загущение вытесняющей воды микроорганизмами; окислительная десорбция углеводородов нефти с породы.

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, физикохимическим – 433 и газовым методам – 371. Годовая добыча за счет применения «третичных» методов оценивается в мире в 120-130 млн. тонн [8].

По состоянию на 2014 год в мире количество действующих проектов МУН составляет 361. 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%) [5].

Любые нефтегазовые компании независимо от форм собственности нацелены на максимально возможное и экономически обоснованное извлечение углеводородного сырья. Поскольку, как показывает практика, масштабы применения МУН в мире непрерывно увеличиваются, то можно сделать вывод, что они способствуют эффективному ведению нефтегазового бизнеса.

Успешное применение методов ПНП невозможно без совершенствования научных основ разработки нефтяных месторождений.

Крупные нефтегазодобывающие компании, которые заинтересованы не только в максимизации прибыли, но и в эффективной рентабельной добыче в долгосрочной перспективе, инвестируют огромные средства в развитие новейших технологий. Например, Royal Dutch Shell является одной из тех компаний, в которой обоснованием применения различных МУН на тех или иных этапах разработки занимаются отдельные департаменты. График применения МУН в компании Shell приведен на рисунке 1 [9].

По нашему мнению, данный график отображает целесообразность воздействия на пласт с использованием конкретных технологий. Как правило, в самом начале разработки месторождения применяют соляно-кислотную обработку (СКО) и различные химические методы для того, чтобы вызвать приток нефти в пласт. В период нарастающей добычи применяют многоступенчатую систему гидравлического разрыва пласта (ГРП), заводнение, закачку газа. После того как пик наиболее рентабельной добычи пройден технологи Shell используют инновационные методы, привлекают и испытывают новейшие технологии воздействия на пласт.

После применения ГРП и любых других способов воздействия на пласт при помощи воды, факти- ческий суточный дебит нефти возрастает, однако вместе с нефтью добывается больше воды, то есть растет обводненность продукции, что является негативным эффектом. При проведении данных мероприятий на различных месторождениях по всему миру, отмечается несколько подходов к периоду применения ГРП. Существуют как сторонники применения данных методов увеличения нефтеотдачи на начальном этапе разработки, так и специалисты, настаивающие на целесообразности воздействия на пласт только в период падающей добычи [4].

На сегодняшний день технологии постоянно развиваются и обновляются. Выделяют, так называемые, «третичные» методы: газовые тепловые, физико-химические. Проблема в том, что каждое месторождение индивидуально и для достижения определенного эффекта необходимо детальное изучение всех составляющих проекта. К примеру, опыт применения паротеплового воздействия на пласт в Пермской области компанией ОАО «ЛУКОЙЛ» -после подобных мероприятий, резко выросла обводненность продукции, разрабатывать данный участок стало нерентабельно.

В Тюменской области, с учетом природных свойств пласта, наиболее актуальна закачка горячей воды. Во-первых, это эффективно в суровых погодных условиях, во-вторых, данный метод дешевле паротеплового воздействия. В основном, в данном регионе на скважинах с падающим дебитом проводят СКО и ГРП [6].

Нами был проведен сравнительный анализ экономической эффективности разработки месторождения после преодоления пика рентабельной добычи с применением ГРП и без ГРП (рис. 2).

Рис. 1. График применения МУН на различных этапах разработки месторождения компании Shell.

Рис. 2. Объем добычи нефти на скважинах с падающим дебитом с 2011 по 2014 гг.

В результате анализа графика на рис. 2 можно сказать, что ключевые показатели эффективности проекта с применением ГРП лучше, чем без применения технологии ГРП. В случае внедрения ГРП на рассматриваемых скважинах с падающим дебитом, ЧДД составил 430,7 млн. руб. Без применения каких-либо методов воздействия на пласт дальнейшая разработка месторождения экономически не эффективна.

Проиллюстрируем данное утверждение на примере Биттемского месторождения.

Гидравлический разрыв пласта на Биттемском месторождении впервые был применен в 1998 году на объекте ЮС о в рамках опытно-промышленных работ, а активное применение ГРП началось в начале 2000 годов на объекте АС 11 .

В настоящее время в работе находятся 116 скважин, в 22 проведена зарезка боковых стволов, в трех скважинах проведен повторный ГРП (скв. №№223, 233 и №275), одна скважина находится в бездействующем фонде (скв. №280) и две скважины на дату анализа не запущены (скв. №288 и №560). Средний дебит действующих скважин по жидкости (нефти) составляет 40,5 (11,6) т/сут, что в 6,3 (2,2) раза больше чем до проведения ГРП, сред- няя обводненность увеличилась до 71,3%. За счет проведения 146 скважино-операций ГРП дополнительно добыто 4215,12 тыс.тонн нефти, при текущей удельной эффективности 29,27 тыс.т/ скважи-но- операций. Средний прирост дебита нефти составил 13,5 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 39,56 тыс.т скважино-операций. После проведения ГРП в 36 добывающих скважинах на стадии строительства средний дебит жидкости (нефти) составлял 21,2 (9,1) т/сут, средняя обводненность добываемой продукции 57%. Средние удельные показатели от проведения ГРП при эксплуатации добывающих скважин по годам приведены в таблице 1 [6].

Таким образом, в целом геолого-технические мероприятия с применением гидроразрыва пласта в скважинах, эксплуатирующих пласт АСП Биттем-ского месторождения являются эффективным способом повышения нефтеотдачи пласта.

Однако необходимо отметить, что, применение ГРП с точки зрения доходности проекта окупается не сразу. Для изучения влияния тех или иных факторов на ЧДД вариантов разработки, необходимо более детально изучать изменение показателей с помощью анализа возможных сценариев и анализа чувствительности.

Выбор наиболее экономически эффективного способа разработки месторождений является важнейшим аспектом, так как не только компании заинтересованы в эффективности проектов, но и государство.

Налоговые поступления в бюджет Российской Федерации от реализации нефти составляют 73% всех доходов государства. К сравнению, второй страной по объему налоговых поступлений в бюджет является Норвегия – там это цифра составляет 68%.

Таблица 1

Дата воздействия	Количество СКВ-опер.	Масса проппанта, тонн	Цавлени<	Среднике показатели эксплуатации скважин с ГРП
				До воздействия		После воздействия		на 01.01.2015 год
			разрыва, атм	дебит жидкости, т/сут	дебит нефти, т/сут	дебит жидкости, т/сут	дебит нефти, т/сут	дебит жидкости. т/сут	дебит нефти, т/сут	Дополнительная добыча нефти, тыс. т	средний прирост дебита нефти, т/сут

Объект АСП, в действующих скважинах

2005	8	8.7	337,8	5,2	5,0	26,1	24,6	29,5	11,5	75,00	22,3
2006	10	11,1	362,6	3,8	3,4	39,0	29,2	35,2	11,2	69,16	22,5
2007	16	13,7	438.8	4,7	4,3	25,6	20,4	46.8	12,2	54,74	20,4
2008	34	17,1	407.5	5,2	4,6	20,6	13.8	48.7	9,2	27,43	11,9
2009	28	23.4	357,5	6.8	6,2	36,0	21,4	45.3	10,2	23,34	11,8
2010	14	20,2	378,1	6,7	5,9	38,0	17.4	25,5	9,2	18,95	12,5
2011	8	13,9	413,3	5,7	4,3	18,4	8,3	46.2	10,6	3,95	3,6
2012	6	16,2	301,4	9,0	6.2	26,3	16,7	35,5	21,8	13,24	15,2
2013	15	194	354.6	10,5	7.6	55,8	22,6	41,7	14,6	5,03	9,9
2014	7	22,1	383.8	7,8	5,7	42,7	16.9	26,1	15,3	1,43	8,4

Следует учитывать, что, например, в нашей стране месторождения располагаются на различных территориях с различными горно-геологическими, климатическими, экологическими условиями, поэтому требуется научно-обоснованный выбор технологии проведения операций по увеличению нефтеотдачи на скважинах различных категорий и участков.

Один из дискуссионных вопросов, который нам хотелось бы обозначить, разграничение методов увеличения нефтеотдачи и методов интенсификации притока. Мнения специалистов в области разработки месторождений расходятся: одни приравнивают данные понятия, другие требует жесткого разграничения.

На наш взгляд, есть смысл разделять данные понятия. Главной целью добывающих компаний является быстрое получение прибыли, поэтому в случае радикальных вмешательств, таких как ГРП, использование комбинированных третичных методов, как правило, нарушается естественный привычный уровень добычи, состоящий из нарастающей, стабильной и падающей добычи.

Таким образом, сроки эксплуатации месторождения сокращаются. Как нам кажется, подобные проекты должны подвергаться серьезному обоснованию, четкому определению дальнейших перспектив. В США существует такое понятие как «контроль за выполнением проектных решений». Следовательно, можно сделать вывод, что такой подход необходим при исполнении любых проектов в нефтегазовой отрасли.