Размер: px
Начинать показ со страницы:
Транскрипт
1 Ò ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИИ УДК (262.81) ББК 26.3 ИЗУЧЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПОЛНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова В статье показаны преимущества разработанного способа закачки тенгизской нефти в юрские пласты. Этот способ является комбинированным из паротеплового и газового воздействия на пласт, а также флюидных технологий. ã Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Крашакова А.В., 2012 Ключевые слова: тяжелые нефти, извлечение нефти, закачка нефти, сероочистка, нефтехранилище. Все месторождения в зависимости от наличия или отсутствия связи с источником генерации углеводородов делятся на две группы с восполняемыми и невосполняемыми запасами. Такое разделение становится очевидным при анализе условий их поэтапного формирования. Нами предложен путь решения слабоизученной проблемы за счет расшифровки условий формирования и эффективного извлечения тяжелой нефти из залежи, отрезанной от путей миграции углеводородов и оказавшейся по этой причине с невосполняемыми запасами. Для территории Среднего Каспия разработана концепция поэтапного формирования, переформирования и разрушения залежей углеводородов. Суммарный эффект непрерывного процесса формирования залежей углеводородов (состоящего из бесчисленного количества микроэтапов) делится на два основных укрупненных этапа: 1) нефтегазовая история (формирование залежей) и 2) газоконденсатная история (переформирование залежей). На втором этапе судьба нефтяных залежей, сформировавшихся на первом этапе, зависела и зависит от места их нахождения: в створе или вне путей миграции углеводородных газов. Если в результате регионального или локального изменения структурного плана сдвигались трассы струйных миграционных потоков углеводородов, то часть ранее проторенных путей и ловушек, заполненных нефтью, на втором этапе оказывалась отрезанной от источников углеводородов. Так, сформировавшаяся на первом этапе большая часть нефтяных залежей практически по всему разрезу юрских отложений месторождений Хвалынское и «170 км» на втором этапе оказалась отрезанной от миграционных потоков углеводородных газов, и в них по настоящее время продолжается процесс деградации нефтей. Состояние нефтяных залежей в кимериджских и в нижезалегающих юрских отложениях указывает на то, что на месте их нахождения отсутствуют процессы пополнения и изменения состава нефтей в сторону их облегчения в залежах (отсутствуют признаки газоконденсата). Ввиду низкого коэффициента нефтеотдачи (0,1) у наиболее крупной залежи в известняках кимериджа отодвигаются сроки ввода нефтяной залежи в разработку. Нефтяная залежь в известняках кимериджа оказалась вне современных путей миграции углеводородных газов и приобрела характер реликтового скопления увядающей нефти в застойной зоне. Негативная для разработки сторона нефтяной залежи усугубляется еще и тем, что тяжелые фракции нефти в пустотном пространстве (поры, трещины) переходят в неподвижную форму и блокируют часть полезного объема рассматриваемого карбонатного коллектора. Обратимся к аллегории: если река не меняет свое русло и непрерывно несет свои 5 7
2 воды в другой водоем, то в этом водоеме вода всегда хорошего качества (свежая, чистая, прозрачная и т. д.). Но вот река изменила свое русло, и в водоем перестала поступать свежая вода. Вода в водоеме начнет болеть, чахнуть и окончательно потеряет полезные качества. Так и с нефтью. В акватории Среднего Каспия на тех месторождениях, где миграционные потоки не прерывались и не меняли «русло» на первом и втором этапах формирования залежей, качество нефти сохраняет высокие физико-химические и товарные свойства. Эти свойства даже меняются в лучшую сторону за счет растворения в нефти первого этапа формирования газа и конденсата, поступивших на втором этапе их истории (например, неокомская залежь месторождения имени В. Филановского). В результате коэффициент нефтеотдачи достигает 0,63. Далее рассмотрим, что происходит, если миграционный поток углеводородных мультисистем по разным причинам изменил свой маршрут («русло») на втором этапе формирования. В нефтяную залежь не поступают новообразованные углеводородные газы с конденсатом, а нефть первого этапа постепенно подвергается деструкции (теряет растворенный газ и легкие компоненты самой нефти; ее плотность, вязкость и другие свойства постепенно приближаются к кондициям тяжелой нефти). Коэффициент извлечения такой нефти редко превышает 0,2 и, как правило, составляет не более 0,1. Примером могут служить уже упомянутые нефтяные залежи в кимериджских и нижезалегающих юрских отложениях Хвалынского месторождения Среднего Каспия и нефтяные залежи в юрско-меловых отложениях Северного Каспия. Для повышения нефтеотдачи из таких залежей разработаны и применяются многочисленные трудоемкие, дорогостоящие, но малопроизводительные способы (внутрипластовое горение, парогазовое воздействие и т. д.). Если понять причину, почему нефти стали трудноизвлекаемыми, то можно найти средство для эффективного на них воздействия с целью повышения нефтеотдачи. Для обособленной группы нефтяных и нефтегазовых месторождений Северного Каспия и прилегающей суши было установлено, что они сформировались на первом этапе, но не за счет реализации собственного нефтематеринского потенциала, а в результате прорыва нефтегазовых смесей из подсолевых каменноугольных отложений. Непосредственным источником оказались теперь уже разрушенные или частично сохранившиеся нефтяные залежи в рифогенных постройках Приморского свода, которые до разрушения содержали запасы, адекватные сохранившимся запасам в залежах месторождений Тенгиз и Кашаган. Данный вывод подкреплен геохимическими исследованиями органического вещества и углеводородов юрско-мелового и каменноугольного возраста, выполненными на месторождениях Укатное и Тенгиз. Так, органическое вещество юрско-мелового возраста с низким средним содержанием относится к керогену континентального типа (гумусовый тип) с крайне бедным нефтематеринским потенциалом. По степени преобразованности органическое вещество никогда не выходило за пределы градаций протокатагенеза (бурый уголь). Графики погружения и реконструкции условий образования и накопления залежей углеводородов Северо-Каспийской зоны поднятий указывают на то, что юрско-меловые отложения не опускались здесь глубже м. При этом подошва юрских отложений в самой погруженной части не дотягивала до «нефяного окна» примерно 600 м. Обращает на себя внимание тот факт, что не все ловушки заполнены углеводородами. Это также исключает формирование залежей на месте, что, видимо, не случайно, поэтому в отобранном керне из продуктивного разреза отложений Укатного месторождения образцы глин и алевролитов (потенциально материнские породы) оказались без признаков углеводородов (отсутствие свечения и запаха углеводородов), тогда как вмещающие и сопредельные с ними песчаники (пласты-коллекторы) на свежем сколе имеют характерный запах углеводородов, светло-желтое свечение по всей поверхности средней и сильной интенсивности, наблюдаются выпоты углеводородов коричневого цвета, а при опробовании этих песчаников в эксплуатационной колонне получены притоки нефти. В коллекторах зоны протокатагенеза (бурых углей) могут, как видим, формироваться залежи нефти за счет углеводородов, поступивших сюда на путях миграции из других источников. 5 8 В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова. Изучение возможности полного извлечения нефти
3 В соответствии с предлагаемой концепцией в ловушку Укатного и других месторождений нефть поступила на первом этапе из подсолевых палеозойских отложений. А вот второй этап, к сожалению, не состоялся. Состояние нефтяной залежи Укатного месторождения указывает на то, что на месте ее нахождения отсутствует подпитка углеводородами (в том числе новейшей генерации). Ожидаемое в таких случаях изменение состава нефтей в сторону их облегчения в юрской залежи не происходит, как это имеет место в юрско-меловых залежах Ракушечно-Широтной зоны поднятий. Напротив, наблюдается обратный процесс: на Укатном месторождении увеличивается содержание смол и асфальтенов (в настоящее время 19 масс. %), парафинов (3,15 масс. %), серы (2,3 масс. %), значений плотности (0,906 кг/м 3), кинематической вязкости (98,27 сст и 29,11 сст при 20 о С и 50 о С), температуры застывания нефти (-11 о С); наблюдаются низкое газосодержание и давление насыщения нефти газом и т. д. Все эти параметры характерны для биодеградированной нефти, лишившейся легкой фракции (низкое содержание n-алканов). Масштаб процесса прорыва соленосной покрышки и внедрения палеозойской нефтегазовой смеси, подпираемой колоссальным внутрипластовым давлением (свыше атмосфер), в юрско-меловые пласты-коллекторы можно себе представить, если вспомнить катастрофическое аварийное фонтанирование скважины 37 Тенгизской. При ее фонтанировании суточный дебит достигал тыс. т нефти и 2 15 млн м 3 газа, высота пламени достигала 300 м при диаметре 50 м, а ликвидировать аварию удалось только на 398-й день. Рассмотрим вопрос о существовании аналогов такой схемы формирования залежей. Их множество в России и за рубежом. Из тех, что раскрыты и описаны, приведем пример прямого аналога месторождение Уэст Падрони бассейна Данвер. В этом бассейне региональная нефтеносность меловых отложений на основе ограниченных геохимических данных длительное время связывалась с латеральной миграцией нефти из самих меловых отложений в неглубоких депрессиях. Однако выполненные Ю.Л. Клейтоном (1989) углубленные хроматографические и спектрометрические исследования меловых нефтей с высокой плотностью (0,930 0,970 кг/м 3), с высоким содержанием смол и асфальтенов (до 40 %), серы (более 2 %) и экстрагированного незрелого органического вещества (бурые угли) позволили доказать, что источником нефти в меловых отложениях являются углеводороды подсолевых отложений пермско-пенсильванского возраста (средневерхний карбон). Палеозойские нефти Северного Каспия как источник углеводородов для юрско-меловых пород выделились из органического вещества, отложившегося в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сероводородного заражения, то есть в типично морских условиях с богатой морской флорой и фауной. Результаты изучения биомаркеров этой нефти, поступившей в юрско-меловые отложения, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микрокомпонентному составу нефтей, конденсатов и битумоидов, распределению n-алканов и изопреноидов, позволяют дифференцировать нефти по генетическому признаку. Оказалось, что палеозойские нефти были связаны с карбонатно-ангидритовыми фациями и выделились из высокосернистого керогена, а высокое содержание гопанов (бактериогопанов) указывало на происхождение органического вещества из фитопланктона, степень преобразованности которого соответствовала R o = 0,95 1,03 (градации катагенеза МК 12 МК 21, соответствующие главной зоне и фазе нефтеобразования). Получается, что палеозойские нефти образовались в одних условиях (застойный режим с дефицитом кислорода), а находятся в юрских ловушках, в которых материнское вещество формировалось в других условиях (континентальный режим с наземной растительностью и торфяниками). Таким образом, месторождения в юрско-меловых отложениях Северного Каспия сформировались за счет мультисистем (в различных соотношениях углеводородные смеси нефти и газоконденсата), которые прорвались сквозь соленосную покрышку под огромным пластовым давлением по зонам дробления разрывных нарушений за счет разрушения уникальных по объему и запасам массивных рифогенных залежей в подсолевых каменноугольных отложениях. Из разбуренных па- 5 9
4 леозойских рифовых массивов уникальные по запасам нефтяные залежи сохранились на месторождениях Тенгиз и Кашаган в пределах Приморского атоллообразного сводового сооружения, тогда как полностью разрушенные или частично сохранившиеся залежи в таких же рифовых постройках (Каратон, Тажигали, Пустынное, Огайский, Королевское и палеосупергигант Южный) стали источником углеводородов в юрско-меловых отложениях. Попав в результате единовременной инъекции с глубины 4 6 км и разместившись в ловушках на глубинах 0,25 2,5 км, нефть, не получая дополнительного питания (отсутствие процесса ее обновления), стала со временем терять привлекательные товарные свойства (в основном за счет систематической потери в ее составе легких фракций). Прорвавшиеся в мезозойские покрывающие отложения углеводороды палеозойского возраста распределились в юрских и меловых отложениях в соответствии с рельефом продуктивных пластов в терригенных осадках. Нефть под большим давлением латерально растекалась в пластах-коллекторах первоначально над и вокруг разрушенных палеозойских рифов, а затем двигалась произвольно по вектору наименьшего сопротивления, заполняя все ловушки по трассам миграционных путей, пока не иссякло давление и не прекратилось движение нефти. В свою очередь, это указывает на отсутствие подтока углеводородов на современном этапе и потери связи с зоной их генерации (отсутствие второго этапа формирования). Месторождения Северного Каспия по условиям формирования, переформирования и разрушения нефтяных скоплений являются, таким образом, типичными месторождениями с невосполняемыми запасами углеводородов. Геохимическая оценка нефтей отдельных месторождений показала близость между собой юрских и меловых нефтей по составу и свойствам, что указывает на единый источник поступления углеводородов снизу по разрывным нарушениям. Палеозойская нефтегазовая смесь в рифогенных ловушках содержит до 50 % кислых компонентов из-за низкого содержания в карбонатных породах агрессивных металлов, присутствующих в большом количестве в терригенных юрских и меловых породах. Окисное и закисное железо, а также цинк, свинец и другие металлы, как известно, полностью редуцируют сероводород с образованием пирита, марказита, сфалерита и других сульфидов, и поэтому в юрско-меловых залежах сероводород отсутствует. Реконструированный состав «первичной» нефти месторождения Укатное, полученный в результате компьютерного моделирования, по распределению n-алканов С 9+ имел в своем составе легкие («потерянные») углеводороды (от 30 до 35 % от массы нефти). Оценка количества «потерянных» углеводородов на основе комплексного изучения количественного и качественного изменений (включая восстановление исходного состояния) всех основных углеводородных составляющих нефтей разных типов в результате потери ими легких углеводородов свидетельствует о том, что плотность данной нефти на первом этапе должна находиться в пределах 0,800 0,810 г/см 3 при стандартных условиях. Это плотность тенгизской нефти (0,7892 0,8055 г/см 3). Нами предложен способ разработки трудноизвлекаемой нефти из рассмотренных месторождений, который относится к области разработки нефтяных месторождений, преимущественно содержащих трудноизвлекаемые нефти. Представленный способ не имеет прямых аналогов и относится к методам повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей; является комбинированным из числа известных и широко применяемых методов паротеплового и газового (парогазового) воздействия на пласт (наиболее близкие аналоги предлагаемого способа), а также флюидных технологий. Предложенный способ повышения полноты извлечения тяжелых и высоковязких нефтей и природных битумов из залежей отличается следующим: 1) воздействие на пласт, содержащий неподвижную или малоподвижную нефть, осуществляется разогретой в природных условиях и под естественным большим давлением нефтегазовой смесью; 2) в пласт, вмещающий потерявшую растворенный газ и легкие компоненты нефть, закачивается генетически родственная легкая и агрессивная нефтегазовая смесь (внедряемая и остаточная нефть имеют единый источник образования); 6 0 В.А. Бочкарев, С.Б. Остроухов, А.В. Крашакова. Изучение возможности полного извлечения нефти
5 3) состав закачиваемой мультисистемы в пласт с проблемной нефтью создан самой природой на больших глубинах в условиях аномально высоких пластовых температур и давлений. Внедряемая мультисистема приводит к растворению трудноизвлекаемых компонентов остаточной нефти, разрушению нерастворимого в другой среде битума, смешиванию и вымыванию подвижных углеводородов (эффект брандспойта). На поверхность фонтанным способом выносится мультисистема, состоящая из смеси закаченной и остаточной нефти. Задача, на решение которой направлен описываемый способ, заключается в реализации современных требований по достижению максимально возможного извлечения нефти из пласта вообще и трудноизвлекаемой в особенности, энергосбережению, долговечности работы добывающих скважин и залежей. Основные признаки изобретения: наличие глубокозалегающих (например, подсолевых) отложений, система извлечения доставки закачки углеводородной смеси, неглубокозалегающие пласты с трудноизвлекаемой нефтью. Преимущества предложенной схемы закачки тенгизской нефти в юрские пласты: 1. Постепенный рост показателя извлечения нефти из проблемной залежи с первоначально тяжелой нефтью до полного ее извлечения. Закачиваемую под давлением нефть можно сравнить в данном случае с брандспойтом, чистящим резервуар. 2. Поскольку тенгизская нефть с большим содержанием сероводорода закачивается в терригенный пласт, где (в отличие от ее родных бедных металлами известняков) много окисного и закисного железа и других металлов, будет происходить процесс сероочистки тенгизской нефти за счет процессов редукции сероводорода с металлами с образованием сульфидов. При этом уменьшится нагрузка вредных и экологически опасных веществ на окружающую среду. 3. В связи с тем что тенгизская нефть будет внедряться в пласт под естественным повышенным давлением, пластовое давление в залежи возрастет и добыча нефти будет производиться фонтанным способом. 4. После полного извлечения северобузачинской нефти резервуар этого месторождения при необходимости может действовать как созданное природой и человеком подземное хранилище тенгизской нефти. IS IT POSSIBLE TO PRODUCE OIL THAT IS DIFFICULT TO RECOVER V.А. Bochkarev, S.B. Ostroukhov, А.V. Krashakova In article advantages of the developed way of pumping tengizsky oil in the Jurassic layers are shown. This way is combined of paroteplovy and gas impact on layer, and also fluid technologies. Key words: heavy oils, oil recovery, oil injection, desulfurization, oil storage tank. 6 1
УДК 552.578.1 (571.1) Л.С. Борисова, А.Н. Фомин, Е.А. Фурсенко ИНГГ СО РАН, Новосибирск ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн характеризуется
УДК 622.276 ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ИЗМЕНЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян Уфимский государственный нефтяной технический университет
Термогазовый способ разработки трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов А.А. Боксерман (ОАО «Зарубежнефть») В.И. Кокорев (ОАО «РИТЭК») «ЭНЕРКОН-2013» г. Москва, 26-28 июня 2013 г. Сущность
Исследование изменения физико-химических свойств добываемых нефтей на продуктивных горизонтах Ромашкинского месторождения в процессе разработки А.Э. Федорова (институт «ТатНИПИнефть») Ромашкинское нефтяное
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНАХ, ВСКРЫВШИХ ПЛАСТЫ С ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТЬЮ НЕФТИ М.В. Митрофанова (ТатНИПИнефть) Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНОГО СЫРЬЯ КАК НЕТРАДИЦИОННОГО ИСТОЧНИКА УВ (НА ПРИМЕРЕ ОРЕНБУРГСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ) Н.А. Скибицкая, М.А. Политыкина, С.В Багманова, М.П. Трифонова
А.В. Шостак ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА учебное пособие Краснодар 2013 УДК 553.98(075.8) ББК 26.343я73 Ш79 Рецензенты В.А. Соловьев, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры региональной и морской
ХАРАКТЕРИСТИКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ НАГУМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Мязина Н.Г., Назырова Н.М. ФГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет», г. Оренбург 1592 Нагумановское нефтегазоконденсатное
Баженовская свита и трудноизвлекаемая нефть: перспективы освоения Гайдамака А.В. Вице-президент по отношениям с инвесторами II Национальный Нефтегазовый Форум 23 октября 2014 0 По данным EIA, наибольшая
МАТРИЧНАЯ НЕФТЬ КАК ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НА ТЕРРИТОРИИ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ Халитова Э.Г. Оренбургский государственный университет, г. Оренбург Для современного периода
3-я Международная научно-практическая конференция «Интенсификация добычи нефти» Многозабойные скважины при разработке месторождений высоковязких нефтей Разработали: Хакимов Данил, управление разработки
КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ: ОЦЕНКА ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИХ РАЗРАБОТКИ Писаренко Дмитрий Владиленович Введение Соглашение 14.581.21.0008 от 03.10.2014
2012 Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации Федеральное агентство по недропользованию Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ФГУП) ПОДХОДЫ
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УПЛОТНЕННОЙ СЕТКИ СКВАЖИН ПРИ ДОРАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ АКИНЕЕВСКОГО ОПЫТНОГО УЧАСТКА АРЛАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ANALYSIS OF WELL GRID COMPACTION
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ КРИОДЕПРЕССИИ В НЕФТЕГАЗОНОСНОМ ПЛАСТЕ. КАК МЫ ДОБЫВАЕМ НЕФТЬ СЕГОДНЯ? СКВАЖИННЫЕ УСЛОВИЯ ПРИ СООБЩЕНИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
Г.В. Тараканов ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА АСТРАХАНСКОМ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ЗАВОДЕ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению
Разработка месторождений УДК 622.276. К.А. Щеколдин, специалист группы мониторинга проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов УНТР, ОАО «РИТЭК», e-mail: [email protected] Исследование возможностей
Исследования по определению градиентов давления сдвига и предельного разрушения структуры для высоковязкой нефти Татарстана М.М. Ремеев (институт «ТатНИПИнефть») Нефти множества продуктивных отложений
Объединенные Арабские Эмираты Международная научная конференция «Нефть и газ Туркменистана» - Дубай (13-14 марта 2013г.) О новых перспективах освоения углеводородных ресурсов Западного Туркменистана Ханчаров
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела
Раздел: инженерные науки Инновационные методы добычи высоковязких нефтей и битумов с поверхности Волик Александр Игоревич, аспирант кафедры РЭНГМиПГ, УГТУ, г. Ухта. Жангабылов Руслан Абдималикович, аспирант
Анализ состояния ресурсной базы углеводородного сырья ОАО «Татнефть» в республике Татарстан и пути ее восполнения за счет ГРР З.Р. Ибрагимова, А.М. Тимирова (институт «ТатНИПИнефть»), Научный консультант:
МАТРИЧНАЯ НЕФТЬ КАРБОНАТНЫЙ АНАЛОГ СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая ИПНГ РАН, e-mail: [email protected] В конце 1980-х годов при исследованиях остатков из сепарационного оборудования
1 Для проведения корреляции нефть-нефть, нефтьрасеянное органическое вещество широко используют устойчивые соединения (биомаркеры): алканы нормального и изопреноидного строения, стераны и гопаны, металлопорфирины,
ИНВЕСТИЦИИ: ПЕРВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УКЛАДЫ (товар деньги товар) ПРОИЗВОДСТВО ТОВАР ВОЗВРАТ ИНВЕСТИЦИЙ ИНВЕСТИЦИИ: ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ НАУКИ ПОСЛЕДНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УКЛАДЫ ФУНДАМЕНТАЛЬНО- ОРИЕНТИРОВАННЫЕ ИННОВАЦИОННЫЕ
ВВЕДЕНИЕ Поисково-разведочные работы на Y площади проводились в три этапа. На первом этапе в период 1966-1967 г.г. на месторождении были пробурены скважины 131,132. В результате в скважины 131 из пласта
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА
С. 22-25 Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Верхнепечорской впадины тиманопечорской провинции Валиева Д.И. (ИПНГ РАН) Основное направление поиска и разведки залежей углеводородов в пределах
АКТУАЛЬНОСТЬ ОПЕРАТИВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА ДЛЯ УТОЧНЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ НА ПРИМЕРЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ЧАЯНДИНСКОГО НГКМ И.В. Плешков, Ш.Ш. Нурматов, А.В. Толстиков, Д.Ю. Аулова (ООО «Газпром
Центральная ОАО «ЦЕНТРАЛЬНАЯ ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЭКСПЕДИЦИЯ» ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ ПУТЕМ ЭЛЕКТРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИСКВАЖИННУЮ ОБЛАСТЬ Москва 213 г. Центральная
РАЗВЕДКА, ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ И СТРОИТЕЛЬСТВО ЛЕКЦИЯ 3. ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА Классификация Категория A B С1 С2 Запасы Определение - запасы
ОСВОЕНИЕ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ НЕФТЕЙ ДОЮРСКОГО НГК ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 1 Сунгурова О.Г., 2 Мазуров А.К. 1 ООО «Газпромнефть-Хантос», Ханты-Мансийск 2 Томский политехнический университет На примере трех месторождений
Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина ПРОГРАММА вступительных испытаний
ЭНЕРГИЯ ПЛАСТА Увеличение нефтеотдачи и КИН Сергей Угловский, Генеральный директор ООО «НПО Кинематика» Мусрет Намазов, Директор ООО «НПП «ЭкоЭнергоМаш» Как коэффициент извлечения нефти (КИН) связан с
УДК 553.98 ПРИМЕНЕНИЕ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПЛАСТА Ю 1 МАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Т.Г. Кузьмин, П.В. Молодых*, Д.Г. Наймушин**, А.А. Попов** Томский политехнический
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА 2006 г. Выпуск 4. С. 41-45 УДК: 550361 УСЛОВИЯ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТЕЙ БАЖЕНОВСКОГО ТИПА В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА В.И. Исаев, Г.А. Лобова, П.А.
Перечень билетов для аттестации знаний абитуриентов по специальности 250012- Геология, поиски и разведки нефтяных и газовых месторождений (Казань-2012) Билет 1 1. Детальная корреляция разрезов скважин.
Ликвидация аварийных разливов нефти Раздел 1 Источники разливов нефти (Часть 1) План 1. Введение 2. Общая характеристика нефти 3. Российские месторождения нефти 4. Стадии разработки нефтяных месторождений
Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК, 216, том 466, 3, с. 319 323 УДК 622.323 ГЕОЛОГИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ АДСОРБЦИОННО-СВЯЗАННОЙ НЕФТИ В ОБРАЗЦАХ КЕРНА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 216 г. Н. Н. Михайлов,
Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
Анализ неоднородного геологического строения Кутушского нефтяного месторождения Р.Р. Кабирова (институт «ТатНИПИнефть») Научный консультант: В.Н. Петров (институт «ТатНИПИнефть») Одной из главных задач
УДК 622.276 ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ЗАБОЙНОМ ДАВЛЕНИИ НИЖЕ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ В.В. Поплыгин, В.А. Мордвинов Пермский государственный технический университет
41 УДК 622.276.031:532.529.5.001.57 А.И. Брусиловский, И.О. Промзелев О методических подходах к уточнению PVT-свойств пластовой нефти двухфазных залежей Обоснование компонентного состава и PVT-свойств
Необходимость учета добычи нефти по скважинам пластам и участкам месторождения для обеспечения рационального недропользования Д.Ю. Крянев, С.А.Жданов, А.Д. Кузьмичев (ОАО «ВНИИнефть» им.а.п. Крылова) Рациональное
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА В СВЕРХКРИТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ Д.Г. Филенко, М.Н. Дадашев, В.А. Винокуров (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Е.Б. Григорьев
Использование суперкомпьютеров при поисках и разработке месторождений углеводородов Токарев М.Ю. Геологический факультет МГУ им. М.В. Ломоносова 7 октября 2009 Как ищут, находят и добывают нефть и газ
УДК 622.276.53 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА АВАРИЙНОСТЬ УЭЦН Ишмурзин А.А. УГНТУ, г. Уфа Пономарев Р.Н. ЗАО «Центрофорс», г. Нижневартовск К геологическим факторам отнесены содержание механических
ОСОБЕННОСТИ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ЗАКАРСТОВАННЫХ ТЕРРИТОРИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ Н. Г. Максимович, М. С. Первова Естественнонаучный институт Пермского государственного университета 614990, г. Пермь, ул. Генкеля,
ЗАПОЛНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДАМИ ЛОВУШЕК В ТРЕХСЛОЙНЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ Е.Б. Риле, Д.И. Валиева ИПНГ РАН, e-mail: [email protected] Теория трехслойного строения природных резервуаров (ПР), разработанная В.Д.
Российская Федерация Открытое акционерное общество Тюменская Центральная лаборатория Аккредитованная аналитическая лаборатория газоконденсатных исследований N РОСС RU.0001.515830 ОТЧЕТ ЛАБОРАТОРНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
Раздел Инженерные науки Комплексный промысловый и аналитический контроль за разработкой газоконденсатного месторождения в условиях применения методов повышения конденсатоотдачи
Связь сернистости газов с литофациальными особенностями строения верхнеюрских карбонатных отложений Восточного Туркменистана Т. Иламанов, директор Научно-исследовательского геологоразведочного института
Российская Федерация Открытое акционерное общество «Пермоблнефть» ОТЧЕТ о результатах геологоразведочных работ, проведенных в 2011 году и планах на 2012 год (Приказ 1666 Роснедр от 19.12.2011 года) Пермь,
Слайд 1 ОБОСНОВАНИЕ ДЕБИТА И ПРОДУКТИВНОСТИ МЕТАНОИЗВЛЕКАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ ПОЭТАПНОЙ ДЕГАЗАЦИИ ШАХТНЫХ ПОЛЕЙ ДОНБАССА Н.В. Жикаляк, канд. геол. наук, ГРГП "Донецкгеология" (Государственная служба геологии
О.В. Савенок ОПТИМИЗАЦИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ТЕХНИКИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ С ОСЛОЖНЁННЫМИ УСЛОВИЯМИ ДОБЫЧИ Монография Краснодар 2013 УДК 622.323-112.6 ББК 33.361-5
Slide 1 УПРАВЛЕНИЕ ЦИФРОВЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЕМ Оптимизация закачки пара при добыче высоковязкой нефти в интегрированном расчете Александр Харьковский, Schlumberger 6-8 июня 2017, Петергоф, Россия Тяжёлая нефть
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА БАЖЕНОВСКУЮ СВИТУ С УЧЕТОМ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ Н.Н. Диева, М.Н. Кравченко, Н.М. Дмитриев, А.В. Мурадов, Сун Баоджанг, Сян Хуа РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина,
ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПРЕСС-АНАЛИЗА И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАЧЕСТВА ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ Данилова Е.А., Чернокожев Д.А. Международный
Об итогах реализации в 2007 2009 г. приоритетного направления «Рациональное природопользование» Реутов Борис Фёдорович Пучков Михаил Михайлович Федеральное агентство по науке и инновациям Корректировка
Методы подсчета запасов нефти и газа Аглямова А. Общие исследования для подсчета запасов нефти и газа Геологические исследования включают: проведение геологосъемочных работ с составлением геологических
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГАЗОКОНДЕНСАТОВ ОРЕНБУРГСКОГО И УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ Мязина Н.Г., Барашков О.М. ФГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет», г. Оренбург
ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ УНИКАЛЬНОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯКУТИИ В.Ф. Перепеличенко ИПНГ РАН Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) относится к уникальным по запасам газа и
УДК 622.276 Ерофеев А.А. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Пермский национальный исследовательский политехнический университет Приведены
СВОЙСТВА ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ В БАЗЕ ДАННЫХ ИНФОРМАЦИОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ГЕОЛОГИИ PROPERTIES OF OIL DIFFICULT TO RECOVER IN DATA BASE OF PETROCHEMICAL GEOLOGY DATA-PROCESSING
1. Цели освоения дисциплины Целью изучения дисциплины является формирование у студентов знаний и представлений о нефти, газе, горючих ископаемых, их происхождении и размещении в земной коре. Задачи дисциплины.
Промышленная добыча нефти и газа ведётся уже более века. Неудивительно, что вначале в разработку были вовлечены наиболее легкодоступные запасы углеводородов. Сейчас их становится всё меньше, а вероятность обнаружить новое гигантское месторождение, сравнимое с такими, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей, практически равна нулю. По крайней мере, в нынешнем столетии ничего подобного пока найдено не было. Хочешь-не хочешь, но приходится разрабатывать залежи трудноизвлекаемой нефти.
Трудноизвлекаемые запасы их можно поделить на две группы. К одной относятся залежи, обладающие низкой проницаемостью пластов (плотные песчаники, сланцы, баженовская свита). При этом нефть, извлечённая из таких залежей, по своим характеристикам вполне сопоставима с нефтью традиционных месторождений. К другой группе относятся месторождения тяжёлой и высоковязкой нефти (природные битумы, нефтяные пески).
Попытки добывать нефть из низкопроницаемых коллекторов традиционными методами приводят к следующему эффекту — вначале скважина даёт хороший приток нефти, который очень быстро заканчивается. Нефть извлекается лишь из небольшой зоны, вплотную прилегающей к перфорированному участку скважины, поэтому вертикальное бурение на таких месторождениях неэффективно. Поднять продуктивность скважины можно за счёт увеличения площади контакта с насыщенным нефтью пластом. Это достигается бурением скважин с большим горизонтальным участком и проведением сразу нескольких десятков операций гидроразрыва. Подобным способом добывается так называемая «сланцевая нефть».
При добыче природных битумов или сверхвязкой нефти гидроразрыв не поможет. Методы добычи такого сырья зависят от глубины залегания насыщенных нефтью пород. Если глубина невелика и составляет десятки метров, то применяется открытая добыча породы. При залегании нефти на глубине в сотни метров для её извлечения строятся шахты. В Канаде так разрабатываются нефтяные пески Альберты, в России примером может служить Ярегское месторождение. Добытая экскаватором порода измельчается, смешивается с горячей водой и подаётся в сепаратор, отделяющий нефть от песка. Вязкость полученной нефти столь высока, что исходном виде её невозможно перекачивать по трубопроводу. Для снижения вязкости нефть смешивается с технологическим растворителем, обычно используется бензин или солярка.
Если породу невозможно извлечь на поверхность, прогревание паром осуществляется под землёй. Технология парогравитационного воздействия, применяемая «Татнефтью» на Ашельчинском месторождении, основана на использовании пары горизонтальных скважин. В одну из них нагнетается пар, из другой отбирается нефть. Пар для закачки в скважину производится на специально построенной котельной. При глубоком залегании эффективность метода снижается из-за того, что температура пара заметно снижается по пути до пласта. Этого недостатка лишен разработанный «РИТЭКом» метод парогазового воздействия, предусматривающий получение пара непосредственно в пласте. Парогенератор устанавливается непосредственно в забое, в него подаются реактивы, которые взаимодействуют с выделением тепла. В результате реакции образуется азот, углекислый газ и вода. Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает её вязкость.
Аналогичные проблемы испытывают газодобывающие компании. Наиболее удобны для разработки сеноманские залежи. Коллекторы сеноманского яруса обычно имеют высокую проницаемость, что позволяет эксплуатировать их традиционными вертикальными скважинами. Сеноманский газ «сухой», он на 97-99% состоит из метана и поэтому требует минимальных усилий на подготовку перед сдачей в транспортную систему.
Истощение сеноманских залежей заставляет газодобывающие компании переходить к трудноизвлекаемым запасам газа. Туронский ярус характеризуется низкой проницаемостью коллекторов, поэтому вертикальные скважины оказываются неэффективными. Тем не менее, туронский газ на 85-95% состоит из метана, что позволяет обойтись относительно недорогими методами его подготовки на промысле.
Хуже обстоит дело с газом, извлекаемым из валанжинского яруса и ачимовских отложений. Здесь залегает «жирный газ», кроме метана содержащий этан, пропан и другие углеводороды. Перед подачей газа в транспортную систему их необходимо отделять от метана, а для этого требуется сложное и дорогостоящее оборудование.
За одном месторождении могут быть выявлены залежи газа на различных ярусах. Например, на Заполярном месторождении газ залегает в туронских, сеноманских, неокомских и юрских отложениях. Как правило, сначала в добычу вовлекается наиболее доступный сеноманский ярус. На знаменитом Уренгойском месторождении первый сеноманский газ был получен в апреле 1978 года, валанжинский — в январе 1985 года, а к эксплуатация ачимовских залежей «Газпром» приступил только в 2009 году.
Нефть является одним из основных ресурсов, необходимых человеку. Уже на протяжении многих тысячелетий человечество использует нефть в разных сферах деятельности. И, не смотря на то, что ученые неустанно работают над разработкой новых энергетических технологий, нефть все равно остается незаменимым продуктом в области энергетики, в первую очередь. Однако, запасы этого «черного золота» истощаются несказанно быстро. Практически все гигантские месторождения давно уже найдены и разработаны, таковых практически не осталось. Стоит отметить, что с начала текущего столетия еще не было найдено ни одного крупного нефтяного месторождения, как Самотлор, Аль-Гавар или Прудо-Бей. Этот факт является свидетельством того, что человечество уже израсходовала самую большую часть нефтяных залежей. В связи с этим, вопрос о добыче нефти с каждым годом становится все острее и актуальнее, особенно для Российской Федерации, которая по объему мощности своего сектора в нефтеперерабатывающей области среди всех стран в мире находится на третьем месте, пропустив вперед Китай и США.
Таким образом, российская власть прилагает максимум усилий для того, чтобы поддержать объемы нефтедобычи, тем самым сохранив влиятельность государства на мировом рынке. Согласно аналитическим прогнозам, в скором будущем лидерство в области нефтедобычи перейдет к Канаде, Бразилии и США, что является неутешительным для РФ. С 2008 года в стране наблюдается отрицательная динамика в добыче этого ресурса. По данным Министерства энергетики по состоянию на 2010 год добыча нефти в государстве составляла 10,1 млн бар., однако к 2020 году, если ничего не изменится, добыча упадет до 7,7 млн бар. Ситуацию может изменить только принятие кардинальных мер в политике нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли. Однако, эти все статистики и показатели не являются свидетельством того, что запасы нефти и вовсе заканчиваются. Это говорит о том что теперь большую часть составляют трудноизвлекаемые запасы нефти. По подсчетам Минэнего, общее количество таких нефтяных залежей на территории России составляют прядка 5-6 миллиардов тонн, что в процентном соотношении составляет 50-60% от общего объема. Таким образом, трудноизвлекаемая нефть является хорошим решением проблемы, которая заключается в сохранении необходимых объемов добычи нефти. Таким образом, добыча трудноизвлекаемой нефти является вынужденной мерой.
Трудноизвлекаемыми запасами нефти называются нефтяные залежи, для которых характерны неблагоприятные условия для добычи данного ресурса, а также неблагоприятные физические свойства. Кроме этого, к данному типу нефтяных залежей также относятся и те, которые располагаются в шельфовой зоне, в месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, а также высоковязкая нефть. Хорошим примером добычи высоковязкой нефти является разработка Ямало-Немецкого месторождения, которое имеет особенности, способствующие застыванию нефти не только на морозе, но и при плюсовой температуре.
Абсолютно все залежи трудноизвлекаемой нефти подразделяются на две категории:
- Залежи, характеризующиеся низкой проницаемостью пластов. К таким относятся плотные песчаники, сланцы, баженовская свита;
- Высоковязкая и тяжелая нефть - природные битумы, нефтяные пески.
Стоит отметить, что нефть, относящаяся к первой группе по своим качественным характеристикам вполне сопоставима с той нефтью, которая добыта традиционным способом.
Учитывая трудности во время добычи такой нефти, стоит отметить, что обычные методы разработки таких месторождений будут неэффективными. В связи с этим, применяются совершенно иные технологии, требующие соответствующих затрат. На протяжении нескольких лет специалисты изучают залежи трудноизвлекаемой нефти и разрабатывают подходящие, и в то же время относительно бюджетные, способы ее добычи.
Таким образом, разработка трудноизвлекаемых запасов нефти традиционными методами приводит к тому, что изначально ресурс из скважины идет хорошо, однако он быстро заканчивается. Это связано с тем, что добыча нефти в данном случае осуществляется из маленького участка, который вплотную прилегает к перфорированному участку скважины. В связи с этим, бурение привычных вертикальных скважин не дает необходимого результата. В данном случае, следует использовать методы, позволяющие увеличить продуктивность скважины. Как правило, они направлены на увеличение площади соприкосновения с пластом, который имеет большую нефтяную насыщенность. Такой эффект можно достичь путем бурения скважин, имеющих большой горизонтальный участок, а также применения метода гидроразрыва пласта в нескольких местах одновременно. Данный способ также зачастую используется при добыче сланцевой нефти. Однако, для добычи, например, природных битумов или сверхвязкой нефти, данный способ будет неэффективным.
Выбор методов добычи подобного сырья основывается на таком параметре, как глубина залегания пород, насыщенных нефтью. Если залежи находятся на сравнительно небольшой глубине, до нескольких десятков метров, то применяется открытый способ добычи. В противном случае, если глубина залегания достаточно велика, то трудноизвлекаемую нефть сначала подогревают паром под землей, что позволяет сделать ее более жидкой и поднять на поверхность. Производство пара, который закачивается в скважину, осуществляется в специальной котельной. Стоит отметить, что трудности возникают с использованием данного метода в том случае, если глубина залегания трудноизвлекаемой нефти сильно большая. Это связано с тем, что по пути к нефти, пар теряет свою температуру, тем самым не прогревая нефть необходимым образом, из-за чего ее вязкость изменяется не так, как нужно. Поэтому, существует метод парогазового воздействия, предполагающий не подачу пара в пласт, а его получение прямо на нужной глубине. Для этого осуществляется установка парогенератора прямо в забое. В парогенератор подаются специальные реактивы, при взаимодействии которых выделяется тепло, что способствует образованию азота, углекислого газа и воды. Когда углекислый газ растворяется в нефти, то она также становится менее вязкой.
Таким образом, стоит отметить, что трудноизвлекаемая нефть является важным ресурсом, добыча которого позволит поддерживать добычу необходимых объемов нефти. Однако, для ее извлечения следует применять принципиально другие методы, существенно отличающиеся от добычи нефти из традиционных залежей. Это, в свою очередь, влечет за собой дополнительные финансовые растраты. В связи с этим, конечная стоимость добытой трудноизвлекаемой нефти составит порядка 20 долларов за 1 баррель, в то время, как стоимость 1 барреля традиционной нефти составляет 3-7 долларов. Специалист продолжают работать над новыми технологиями, которые позволят добывать трудноизвлекаемую нефть с минимальными затратами.
(АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана)
Впервые термин «трудноизвлекаемые запасы» (ТрИЗ) появился в конце 70-х годов, за прошедший период накоплен достаточно большой опыт в изучении проблемы. Сложились представления о ТрИЗ, которые содержатся в залежах или частях залежей, характеризующихся неблагоприятными для извлечения углеводородов геологическими условиями залегания нефти, аномальными физическими её свойствами, сформулированы количественные критерии отнесения запасов к этой категории.
Безусловно одним из наиболее эффективных показателей «трудноизвлекаемости» запасов является проницаемость коллекторов. В целях стимулирования освоения залежей с ТрИЗ в 2012 году Распоряжением Правительства РФ №700-р от 03.05.2012 г. было принято предложение Минэнерго по классификации проектов разработки участков недр, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти, по критериям проницаемости коллекторов или вязкости нефти в следующие четыре категории:
В целях стимулирования освоения залежей ТрИЗ Распоряжением Правительства предусматривается введение дифференцированной шкалы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Льгота для самых сложных проектов планируется в течение 10 лет, она подразумевает НДПИ в размере от 0 до 10% от стандартной ставки. Для средней категории сложности льгота составит 10-30% на 7 лет, для более лёгких – от 30-50% на 5 лет.
Для оценки возможных последствий классифицирования проектов по указанным критериям автономным учреждением «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» был выполнен анализ соответствия вышеприведённых критериев параметрам залежей углеводородов, содержащихся в Государственном балансе по нефти месторождений Ханты-Мансийского автономного округа-Югры. Выявленные в балансе залежи ТрИЗ были дифференцированы по признакам лицензирования – распределённый/нераспределённый (РФН/НФН) фонд недр ХМАО, а также по литолого-фациальному и стратиграфическому признаку (группы пластов). После идентификации залежей ТрИЗ по ним была выполнена экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ.
Залежи сверхвязкой нефти на территории ХМАО-Югры поисково-разведочными работами не обнаружены, под утверждённые критерии проницаемости коллекторов в балансе запасов подпадает 386 залежей 96 месторождений с суммарными начальными геологическими (НГЗ)/извлекаемыми (НИЗ) запасами 6517/1771 млн т, 78% которых находится в РФН округа. Качество запасов достаточно высокое – доля промышленных категорий составляет 44/51%.
Наибольшая часть трудноизвлекаемых запасов нефти (74%) оказалась сосредоточенной в первой и третьей категориях ТрИЗ РФН ХМАО (рис.1), на долю которых приходится 97% накопленной добычи нефти по всем залежам ТрИЗ, степень выработки извлекаемых запасов нефти промышленных категорий составляет 15%.
Доля запасов промышленных категорий (АВС1) в первой и третьей категориях ТрИЗ достаточно высока – 67%, во второй категории составляет 30%.
Коэффициент извлечения нефти (КИН) по залежам ТрИЗ, вне зависимости от их расположения на участках недр (РНФ, НФН), составляет от 0.050 до 0.490 при среднем значении 0.272, разница в КИН запасов промышленных/непромышленных категорий незначительна – 0.293/0.237.
На долю залежей с трудноизвлекаемыми запасами приходится 1.4% накопленной с начала разработки добычи нефти по ХМАО-Югре. Степень выработки запасов по залежам РФН в категориях ТрИЗ примерно одинакова, варьирует в диапазоне 11-20% и составляет, в среднем, 12%, добыча нефти из залежей НФН практически не велась.
По литолого-фациальному и стратиграфическому признаку залежи ТрИЗ дифференцированы по девяти группам пластов, около половины суммарных трудноизвлекаемых запасов категорий АВС 1 +С 2 сосредоточено в группе пластов АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 (48.5%), 22.6% и 15% – в отложениях баженовской и тюменской свит (рис.2).
Залежи характеризуются достаточно высокой долей запасов промышленных категорий — 59-84% (кроме пластов АВ 1 , АК 1 , Ю 1 и Ю 2-9) и значениями КИН – 0.210-0.350 (кроме пласта АК 1 фроловской свиты).
Рис.2. Дифференциация трудноизвлекаемых запасов нефти АВС 1 +С 2 по группам пластов залежей ТрИЗ месторождений ХМАО-Югры
Результат дифференциации залежей ТрИЗ по пластам не совсем привычен с позиции традиционного распределения объектов ХМАО по их сложности – АС 4-12 , БС 7-11 , БВ 5-11 никогда не входили в число «трудных», что подтверж дается достаточно высокими значениями КИН залежей (0.327), утверждённых ГКЗ Роснедра при Госэкспертизе запасов.
Рис.3. Распределение степени выработки извлекаемых запасов нефти АВС 1 залежей ТрИЗ по пластам
Результаты оценки по доюрскому комплексу (Красноленинское месторождение, Шаимский НГР) неожиданные, поскольку эти залежи являются для Западной Сибири сложным по строению объектом с коллекторами порово-трещинно-кавернозного типа. В этой оценке, скорее всего, проблема с достоверностью подсчёта запасов углеводородов объекта и определения подсчётных параметров коллекторов, включая проницаемость, а также в корректности распределения добываемой нефти единого по гидродинамике резервуара залежи между его терригенной частью и доюрскими отложениями.
Экономическая оценка последствий введения дифференцированной шкалы НДПИ в зависимости от категории проектов была выполнена в соответствии с прогнозом добычи по вовлечённым и невовлечённым запасам РФН ХМАО-Югры. В расчётах были заложены текущие экономические условия по мировой и внутренней цене нефти, курсе доллара и доле экспорта. Исключение составили текущие затраты на добычу, принятые по осреднённым данным компаний, равными 5.3 тыс. руб./т, как средние фактические затраты на добычу нефти из пласта Ю0 баженовской свиты (объект с трудноизвлекаемыми запасами). Этот показатель более чем в два раза превышает среднюю величину затрат на добычу нефти по автономному округу.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти в рамках действующей налоговой системы, в первую очередь, при существующем порядке расчёта ставки НДПИ, по всем категориям оказалась неэффективной.
В результате принятия льгот по проектам всех категорий чистая прибыль недропользователей становится положительной на период введения льготы, суммарная величина может изменяться от 1.30 млрд руб. до 220.14 млрд руб., значение которой остаётся отрицательным для первой категории и положительной для второй и третьей.
Сопоставление выпадающих доходов бюджета и дополнительных налоговых поступлений свидетельствует о том, что окупаемость расходов государства, выраженных льготой по НДПИ, колеблется от 12 до 19 лет для первой и второй категорий проектов, для третьей – расходы государства не окупаются.
Накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета принимает положительное значение только для первой категории проектов в 2029 году при установлении минимального размера льготы и к 2030 году может составить 4.94 млрд руб. (рис.4). Для второй и третьей категорий проектов в течение всего срока прогнозирования накопленная дисконтированная величина итогового изменения доходов консолидированного бюджета не принимает положительного значения.
В целом вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ от 479.08 млрд руб. до 562.55 млрд руб. Бюджет автономного округа при этом дополнительно получит от 33.78 млрд руб. до 41.71 млрд руб. в части налога на прибыль. Итоговое изменение доходов государства в результате применения льготы в целом по категориям может составить от -186.78 млрд руб. до -115.07 млрд руб. (рис.5).
При изменении макроэкономических условий, в частности, при увеличении мировой цены на нефть, условные затраты государства (льготы) увеличиваются (рис.6). В случае установления минимального размера льготы дополнительные поступления налогов и платежей в консолидированный бюджет покрывают величину льготы при снижении цены на 30%, а при максимальном размере льготы – при 40%.
Экономические расчёты показали следующее:
Разработка залежей ТрИЗ при введении дифференцированной шкалы экономически эффективна лишь на период действия льготы. Таким образом, целесообразно рассмотрение вариантов увеличения льготного периода или установление нулевой ставки НДПИ на этот же период, что, однако, может оказать негативное воздействие на федеральный бюджет, поскольку доходов от дополнительной добычи может оказаться недостаточно для покрытия убытков государства.
Проведённая оценка экономических результатов на основе прогноза добычи нефти по вовлечённым и невовлечённым запасам ХМАО-Югры показала, что их разработка становится эффективной для недропользователей по проектам второй и третьей категории, по проектам первой категории суммарная чистая прибыль сохраняет отрицательное значение.
Вносимые изменения приведут к выпадению доходов федерального бюджета в части НДПИ, однако при обеспечении стимулирующей функции нововведений, которая может проявиться в увеличении добычи трудноизвлекаемой нефти (вовлечении новых залежей), доходы от дополнительной добычи углеводородов покроют величину выпадающего налога по проектам первой и второй категорий.
С увеличением налогооблагаемой прибыли недропользователей при льготировании НДПИ будет происходить пополнение доходной части бюджета Ханты-Мансийского автономного округа-Югры региона за счёт роста налога на прибыль организаций.
Сроки окупаемости условных затрат государства (льгот) будут напрямую зависеть от масштабности вовлечения новых участков и получения дополнительной добычи.
Что касается утверждённых Распоряжением Правительства РФ критериев дифференциации месторождений по «трудноизвлекаемости», необходимо отметить сомнения в части их эффективности, которые возникли в результате вышеприведённого анализа материалов залежей ТрИЗ.
Первое. Выделение залежей ТрИЗ только по значению проницаемости является необходимым, но недостаточным. Судя по опыту предыдущих исследований этой проблемы, характеристика сложности залежей углеводородов должна быть более всесторонней.
Определённые Распоряжением Правительства РФ диапазоны проницаемости в категориях ТрИЗ слишком незначительны и сопоставимы с погрешностью оценки этого параметра по керну (рис.7), которая значительно зависит от методики и технологии измерений, применяемых установок, наличия сертификации, поверок оборудования и прочих условий.
В силу значительной погрешности определения проницаемости дифференциация залежей ТрИЗ на категории в значительной степени условна, что подтверждается нелогичными результатами их идентификации по пластам и оценки экономической эффективности для недропользователей.
Следствием применения критериев Минэнерго являются неоднозначные результаты выделения залежей ТрИЗ в данных Госбаланса по месторождениям ХМАО-Югры:
Выделенные по критериям залежи ТрИЗ характеризуются значительной долей запасов промышленных категорий и достаточно высокими значениями коэффициентов извлечения нефти, достигающими по некоторым из них величин 0.300-0.488;
В группе пластов с высокими КИН, в которую входят почти все объекты, за исключением АВ 1 , АК 1 и ДЮК, содержится 46% суммарных начальных извлекаемых запасов промышленных категорий АВС 1 .
Разработка залежей с такими значениями КИН не должна быть проблемной и сопровождаться дополнительными экономическими стимулами.
Одной из причин неоднозначных результатов, полученных при выделении залежей ТрИЗ, является невысокая достоверность содержащихся в Госбалансе данных по проницаемости коллекторов. Значения проницаемости коллекторов заносятся в Госбаланс (форма 6-гр) компаниями по итогам Госэкспертизы в ГКЗ Роснедра результатов подсчётов и пересчётов запасов нефти месторождений. Поскольку значения проницаемости коллекторов подсчётным параметром не являются, уровень его геологической экспертной оценки невысок, не уделяется должного внимания и при занесении этого параметра в данные Госбаланса.
В результате сложившейся процедуры экспертной оценки параметров и запасов в данных Госбаланса по ХМАО-Югре оказались 1274 залежи, по которым характеристика коллекторов по проницаемости отсутствует, 90% этих залежей находится в распределённом фонде недр округа. Суммарные начальные геологические/извлекаемые запасы нефти этих залежей сопоставимы со всеми категориями ТрИЗ, в которых значения проницаемости определены, и составляют 6283/1766 млн т. На эту группу приходится 3.2% добытой по округу с начала разработки нефти, степень выработки запасов составляет в среднем по всем залежам 35%.
До введения налоговых льгот необходимо как минимум выполнить проверку и корректировку в данных Госбаланса тех параметров (в данном случае проницаемости), на которых основывается экономическое стимулирование освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в ХМАО-Югре.
Второе. Очевидна недостаточность одного параметра, с помощью которого предлагается выделять залежи ТрИЗ, в связи с чем необходимо вспомнить, что наиболее всеобъемлющая характеристика трудноизвлекаемых запасов нефти была дана в разработанной Халимовым Э. М. и Лисовским Н. Н. «Классификации …», утверждённой ЦКР в 2005 году.
Все геологические и технологические критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым в этой «Классификации …» объединены в пять групп по геологическим (аномальные свойства нефтей и газов, низкие значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости коллекторов, латеральная и вертикальная неоднородность пластов, свойства различных типов контактных зон), технологическим (выработанность) и горногеологическим факторам, осложняющим (удорожающим) бурение скважин и добычу нефти.
Для повышения достоверности идентификации залежей ТрИЗ необходима постановка на федеральном уровне научноисследовательских работ с выработкой методики комплексного учёта всех факторов, осложняющих промышленную разработку этих залежей, а также обоснование необходимых изменений в нормативно-правовые акты недропользования с целью стимулирования освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти преимущественно для карбонатных коллекторов неоднородно насыщенных слоистых пластов. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет воздействия на пласт свабированием с учетом условий в скважине. Сущность изобретения: способ предусматривает установку мачты для свабирования перед началом работы в каждой скважине на ее колонном фланце с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 метра. После завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют. Скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса. Скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, эксплуатируют в режиме свабирования. Скважины, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции и ее откачки из скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при добыче трудноизвлекаемых запасов нефти, преимущественно для карбонатных коллекторов неоднородно насыщенных слоистых пластов.
Известен «Способ периодической эксплуатации малодебитной скважины глубинно-насосной установкой» , заключающийся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки, - оборудованной зумпфом. При этом сначала определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта. В процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления. При увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в это пространство для поддержания затрубного давления на определенной отметке и восстановления в обоих случаях величины выбранной, рабочей депрессии на пласт.
Способ для определенных скважин с маловязкой нефтью может сыграть положительную роль и получить увеличение дебита.
Однако его использование ограничено тем, что он не учитывает вязкость пластовой нефти. Как известно, нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти характеризуются высоким содержанием асфальтосмолистых веществ, а также парафина. Они не только забивают фильтр скважины, но и забойный насос, что вызывает необходимость частых обработок термохимическими способами, что связано с дополнительными спуско-подъемными операциями для извлечения насоса.
Кроме того, для осуществления способа необходима прокладка газопровода, что также экономически невыгодно - удорожает себестоимость добычи нефти.
Известно устройство для добычи нефти , в описании к патенту которого приводится описание способа добычи нефти путем воздействия на продуктивный пласт свабированием с помощью установки, включающей в своем составе привод с барабаном для кабеля, с помощью которого в полость колонны насосных труб (НКТ) смонтирован поршень (сваб) с возможностью пропуска через себя скважинной жидкости и подъема ее на поверхность, и отвода ее в сборный пункт при своем возвратно-поступательном движении.
Способ предусматривает взамен традиционных глубинных насосов, спускаемых на штангах или на геофизическом кабеле центробежного насоса, использовать поршневой насос типа сваба.
Известный способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.
Недостатком известного способа является то, что перевод всех многочисленных скважин на добычу нефти свабированием экономически нецелесообразно без учета геолого-технического состояния скважины и его трудноизвлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что демонтаж наземного оборудования, подъем подземного оборудования из скважины, также монтаж установки для свабирования - все эти операции занимают много времени и труда. Кроме того, продолжительные простои скважины снижают темпы добычи нефти, ухудшают добывные возможности скважины из-за необратимых процессов, происходящих при этом в призабойной зоне пласта в части ухудшения коллекторских свойств пласта, а восстановление его связано также с большими затратами времени, материальных средств и труда, привлечения технических средств.
Задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим воздействие на продуктивный пласт свабированием с целью увеличения добычи нефти или восстановления дебита малодебитных скважин.
Новым является то, что перед началом работы в каждой скважине, мачту установки для свабирования монтируют на колонном фланце скважины с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 метра, при этом после завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление - их эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса и на скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а в тех скважинах, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, их эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции ее откачки из скважины.
Другим отличием является также и то, что перед спуском в скважину свабы снабжают обратными клапанами, работающими на закрытие со стороны устья скважины.
Представленные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображен общий вид установки для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти предлагаемым способом в работе, в частичном разрезе; на фиг.2 - сечение по А-А фиг.1.
Установка для осуществления заявляемого способа содержит мачту, выполненную из сварных трубчатых конструкций, к стойкам 1 которой жестко закреплены основания 2 и 3, верхний и нижний соответственно, выполненные в виде диска с центральным отверстием под канат 4. На верхнем основании 2 с помощью проушин 5 установлен верхний направляющий ролик 6. Нижнее основание 3 с нижним направляющим роликом 7 закреплено к колонному фланцу 8 с помощью болтового соединения. Нижний ролик щеками 9 с помощью болта 10 соединен с кронштейном 11 нижнего основания с возможностью поворота в вертикальном направлении. Кронштейн с помощью болта 12 соединен с пластиной 13, которая болтами 14 и 15 и распорными втулками 16 соединена с нижним основанием 3 мачты с возможностью горизонтального поворота. Таким образом, нижний ролик установлен с возможностью ориентации относительно барабана с канатом 4 лебедки, имеющей в своем составе также редуктор и электродвигатель (лебедка не изображена). Надежную устойчивость мачты обеспечивают стяжки 17.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Сначала определяют количество скважин на данном месторождении нефти, подлежащих свабированию. Таких скважин, ожидающих стимуляции, могут быть десятками, сотнями и более, включая и вышедших в тираж, в зависимости крупного или мелкого данного нефтяного месторождения.
Перед началом работы в скважине мачту высотой не менее 3-4 м, описанной выше установки для свабирования вмонтируют с помощью болтового соединения на колонном фланце скважины (см. фиг.1), а низ сваба снабжают обратным клапаном, работающим на закрытие со стороны устья скважины. Лебедку установки снабжают блоком управления с двухцикличной программой и настройкой на оптимальный режим работы (блок управления не изображен). Затем канат 4 пропускают через нижний и верхний направляющие ролики 6 и 7 и его конец закрепляют к свабу с грузом (сваб не показан). Затем барабан освобождают от тормоза и он начинает вращаться, разматывая канат, и тем самым, опуская сваб в колонну НКТ 18 под собственным весом. При необходимости для ускорения спуска сваб снабжают грузом. При достижении свабом статического уровня жидкости скважины его клапан открывается, и жидкость начинает поступать в полость колонны НКТ. По мере перемещения сваба до необходимой глубины по заданной программе имеющаяся в скважине жидкость заполняет полость колонны НКТ. Далее по программе блока управления электродвигатель лебедки включается, редуктор лебедки начинает вращать барабан в обратном направлении - происходит подъем сваба. При перемещении сваба вверх клапан под весом жидкости закрывается и жидкость, находящаяся над свабом, поступает через выкидной патрубок 19 устьевой арматуры в транспортирующую жидкость линию или емкость. После достижения свабом верхней точки подъема программа блока управления отключает электродвигатель. Сваб под своим весом и груза снова начинает перемещаться вниз, и цикл повторяется по стимуляции пласта скважины, продолжительность которой длится иногда до месяца и более.
По мере завершения работы в одной скважине работы по свабированию могут вестись параллельно и в нескольких скважинах, их в зависимости от полученных результатов последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличения дебита или его восстановление их переводят на эксплуатацию в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с помощью глубинных насосов, и на скважины, в которых получены высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи - их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а в тех скважинах, в которых не получены положительные результаты в изменении дебита в сторону увеличения, их эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции и ее откачки из скважины.
По окончании работы во всех запланированных скважинах данного нефтяного месторождения далее переходят и на другие, или аналогичные работы проводят параллельно.
Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.
Использование изобретения на нефтяных промыслах обеспечивает оптимизацию разработки нефтяных пластов, сокращение затрат времени и материалов за счет других дорогостоящих видов обработки пластов для их стимуляции, а также сокращение трудовых затрат.
Источники информации
1. Пат. РФ №2193648, 7 Е 21 В 43/00, БИ №33, 2002 г.
2. Пат. РФ №2172391, 7 Е 21 В 43/00, БИ №23, 2001 г. (прототип).
1. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти путем воздействия на продуктивный пласт свабированием с целью увеличения добычи нефти или восстановления дебита малодебитных скважин, отличающийся тем, что перед началом работы в каждой скважине мачту установки для свабирования монтируют на колонном фланце скважины с помощью болтового соединения, выбрав его высоту не менее 3-4 м, при этом после завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов, их последовательно группируют: на скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, их эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом, с использованием глубинного насоса, и на скважины, в которых получен высокий дебит только при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, их продолжают эксплуатировать в режиме свабирования, а скважины, в которых не получено положительных результатов в изменении дебита в сторону увеличения, эксплуатируют с использованием сваба путем чередования циклов накопления продукции ее откачки из скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед спуском свабов в скважину их снабжают обратными клапанами, работающими на закрытие со стороны устья скважины.
Похожие патенты:
Изобретение относится к газовым и нефтяным скважинам и предназначено, в основном, для применения на стадии эксплуатации упомянутых скважин для увеличения притока флюида из продуктивного пласта.
