УДК 622.276 Александров Александр Александрович Научный

УДК 622.276
Александров Александр Александрович
Научный руководитель: д.т.н. профессор Карнаухов Михаил Львович
Тюменский государственный нефтегазовый университет, кафедра
разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений г. Тюмень
КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ
ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ МИРОВОГО ОПЫТА
Известно, что в отечественной нефтяной промышленности многие годы
наблюдаются тенденции, которые отрицательно влияют не только на
текущую эффективность разработки месторождений, но и могут в
перспективе сказаться на возможных уровнях добычи нефти. Среди таких
проблем – снижение объемов прироста запасов нефти, ухудшение качества
остаточных запасов при увеличении доли трудноизвлекаемых, поздняя
стадия разработки большинства крупных месторождений. Одним из
основных отрицательных факторов следует признать также недостаточные
объемы применения в отрасли современных методов увеличения
нефтеотдачи.
Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы
методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на нефть,
рассеянную в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с
высокой текущей нефтенасыщенностью слабопроницаемые слои и
пропластки в монолитных заводненных пластах, а также на обособленные
линзы и зоны пласта, совсем не охваченные дренированием при
существующей системе добычи. Представляется совершенно бесспорным,
что при столь широком многообразии состояния остаточных запасов, а также
при большом различии свойств нефти, воды, газа и проницаемости
нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода
увеличения нефтеотдачи.
Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам
увеличения нефтеотдачи пластов, и развиваются исследования,
направленные на поиск научно обоснованного подхода к выбору наиболее
эффективных технологий разработки месторождений.
Проанализировав объемы применяемых МУН за последние несколько
лет мы увидим, что объемы применяемых газовых МУН значительно
превышают объемы применяемых тепловых и химических методов
увеличения нефтеотдачи особенно это ярко выраженно в США. И основная
доля газовых МУН это методы, основанные на закачке двуокиси углерода.
С целью выработки критериев применения двуокиси углерода в
проектах ПНП был выполнен обзор опыта применения закачки СО2 по 142
проектам на 106 месторождениях в 8 странах мира.
с целью определения критериев применимости были построены
распределения по различным показателям рисунок 1.
Распределение объема реализации проектов
по начальной нефтенасыщенности месторождений
Распределение объема реализации проектов по
глубине залегания залежей
4%
7%
4%
7%
3%
10%
7%
21%
10%
21%
28%
47%
<1000
2500-3000
31%
1000-1500
3000-3500
1500-2000
>3500
2000-2500
30-40
40-50
50-60
60-70
70-80
Распределение среднесуточного прироста добычи нефти по
начальной нефтенасыщенности месторождений
Распределение среднесуточного прироста добычи нефти по
глубине залегания залежей
т/сут
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
<30
т/сут
16
14
18.1
15.8
13.3
12.0
11
11.7
9.3
7.6
6.4
3.6
3.3
13
12.6
12.3
12
10
8
8
6.5
6
6.4
10.4
9.8
7
6.1
5.6
5.3
4.1
4
4.8
2
1.8
0
<1000
1500
2000
на 1 нагнет. скважину
2500
3000
3500
на 1 добыв. скважину
>3500 м
<30
30-40
40-50
на 1 нагнет. скважину
50-60
60-70
70-80
на 1 добыв. скважину
Рисунок 1 распределения объема реализации проектов по глубине,
начальной нефтенасыщенности и результатам применения.
Таким образом исходя из полученных распределений мы видим что
реализация
проектов
начинается
при
различных
значениях
нефтенасыщенности коллектора а значит и на различных статиях разработки.
Так же проекты реализуются на различных глубинах но основной объем в
интервале от 1500 – 2000 м. при том что наивысшей эффективностью
характеризуются интервалы глубин от 2500 до 3500м.
На эффективность влияет вид осуществляемого вытеснения на
больших глубинах где термобарические условия способствуют, происходит
смешивающее вытеснение при котором СО2 полностью или частично
растворяется в нефти меняя ее реологические характеристики.
Так же на успешность процесса закачки СО2 с целью увеличения
нефтеотдачи оказывает влияние множество факторов, а именно
неоднородная порода коллектора, в ней граничат с зонами низкой
проницаемости зоны высокой проницаемости, так же немаловажен состав
пластовых нефтей и состав растворенного в ней газа.
В нефтяной промышленности выработаны стратегии, позволяющие
справляться с такими трудностями. Одна из таких стратегий заключается в
попеременной закачки СО2 и воды в так называемом водо-газовом
воздействии. В результате данного процесса к породе формируются
непрерывные оторочки флюидов: нефть, СО2, и вода, которые перемещаются
от нагнетательной к добывающей скважине.
В определенной доле, водогазовое воздействие применяется на всех
проектах по закачке СО2, а так же применяют полимерные загустители для
перекрытия промытых зон пласта и нейтрализации отрицательного
воздействия из-за неоднородности коллектора.
В результате многолетних лабораторных опытов по закачке СО2,
опираясь на опыт реализации множества пилотных проектов и анализа всех
операций, были получены данные, позволяющие выделить критерии для
определения возможности закачки СО2. (Таблица 1)
Таблица 1 - Критерии применимости
Показатели
Рекомендуемые
значения показателей
Фактические значения
на успешно
реализованных проектах
Сырая нефть
Плотность, кг/м
Вязкость, сП
Состав
3
Нефтенасыщенность
Тип формации
Проницаемость
Глубина/ температура
Смешивающийся СО2
Несмешивающийся СО2
>922
893-806
<10
0,3 - 6
Высокое содержание промежуточных УВ (С5 –
С12)
Коллектор
>40%
15-70%
Песчаник
Не является ограничивающим фактором в
разумных пределах
Для смешивающегося вытеснения глубина должна
быть достаточной для достижения давления выше
минимального давления смешиваемости, которое
увеличивается пропорционально температуре и
выше у тяжелых нефтей. Рекомендуемая глубина
для закачки СО2 в коллектор, должны быть
следующими
Плотность, кг/м3
Минимальная глубина,
м
>825
762
874–824
853,4
887-874
1005,8
922 -887
1219,2
<922
Нет данных
979-926
548,6
<979
Нет данных
Так же на результативность работ влияет и плотность сетки скважин, в
общем, месторождения с сеткой размещения скважин больше 32 га/скв.
менее удобны для применения технологии закачки СО2 из-за снижения
коэффициента вытеснения (охвата) и увеличения затрат на уплотняющее
бурение. Потенциальными месторождениями для закачки СО2 являются те,
на которых применяется заводнение с расстоянием между скважинами
меньше 32,3 га/скв.
При подробном рассмотрении критериев применимости и полученного
опыта на большом количестве месторождений в таких странах как США,
Китай, Турция, Тринидад, Бразилия и.т.д можно сделать вывод, что данный
метод применим почти повсеместно но с незначительными ограничениями.
Для достижения максимального коэффициента извлечения как показывает
практика необходимо организация смешивающего вытеснения, так как его
эффективность по сравнению с не смешивающим превышает в разы, как с
точки зрения экономики, так и с точки зрения эффективной разработки
месторождений.
Вопрос эффективной разработки месторождений сегодня как никогда
актуален для месторождений крупных нефтегазодобывающих компаний.
Большинство крупных месторождений на данный момент находится на
поздней стадии разработки - период падающей добычи. Для поддержания и
повышения эффективности необходимо внедрять технологии, отвечающие
рентабельным технологическим и экономическим показателям. В качестве
такой технологии может выступать закачка СО2.
Литература:
1. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта. НИК Петрос © 2010
Метод доступа <http://petros.ru/worldmarketoil/?action=show&id=267>
2. Дмиторий Крянеев д. т. н. Третичные методы увеличения нефтеотдачи 2010
Метод доступа <http://www.indpg.ru/nefteservis/2010/03/35539.html>
3. James P. Meyer P. // Summary of Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery (CO2EOR).
Injection Well Technology. //Prepared for the American Petroleum Institute 2008
4. Eric J. Fox. Enhanced Oil Recovery Projects. Aug 2010. <www.stocks.investopedia.com>
5. Н.М. Байков., Утилизация нефтяного и углекислого газа для повышения нефтеотдачи на
месторождениях США и Канады // Нефтяное хозяйство 06.2007 c101
6. John Wilkinson and Colleagues, Stephen Cawley and Colleagues, Stefan Bachu. CO2 storage
in depleted oilfields global application criteria EOR //Carbon dioxide enchancedoil recovery
2009. Метод доступа < http://www.co2storage.org/Reports/2009-12.pdf>
7. Н.М. Байков. Зарубежный опыт внедрения методов увеличения нефтеотдачи //
Нефтяное хозяйство // 12.2008
8. Jeims P. CO2 triple win at Salt Creek oil field 2009 Метод доступа
<http://www.greeningofoil.com/post/CO2-triple-win-at-Salt-Creek-oil-field.aspx>
9. Oil & Gas Journal Annual Production Report, Apr 19, 2010, and Melzer Consulting 5/2010
10. Dildon N. Assessment of CO2 Flooding Potential for Bakken Formation, Saskatchewan //
SPE October 2010
11. Paulo Sérgio Rocha. Rodolfo Dino. EOR and Storage Activities driven by CO2 in Brazil:
experience from the Buracica and Miranga oil fields Performance, Christovam Sanches, 2007
12. Lorna J. Mohammed-Singh, SPE, Petrotrin, and Ashok K. Singhal, SPE, Alberta Research
Council. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2005
13. Mr. Gunnar, Einang, Mr. Søren Davidsen and Mr. Jan Bygdevoll. CO2 as Injection Gas for
Enhanced Oil Recovery and Estimation of the Potential on the Norwegian Continental Shelf
14. What is Important in the Reservoir for CO2 EOR/EGR and Sequestration. Richard Baker,
Epic Consulting Services October 2003.
15. Jason Anderson, Stefan Bachu, Hassan Bashir Nimir, Biswajit Basu and other. Underground
geological storage // IPCC Special Report on Carbon dioxide Capture and Storage. 2006