Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) - запасы залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими ее свойствами. Для добычи ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Другие трудноизвлекаемые запасы нефти (а именно: высоковязкой нефти; нефти из пластов с начальной пониженной нефте-насыщенностью; нефти с высоким давлением насыщения, близким к начальному пластовому давлению, и минимальным давлением фонтанирования, значительно ниже давления насыщения; подгазовой нефти, подстилаемой подошвенной водой; наконец, нефти малых нефтяных залежей с плохо определенными границами) требуют проектирования сложных комбинированных процессов извлечения нефти: адаптивной системы разработки, избирательной закачки вытесняющего агента, сочетания стационарности и нестационарности закачки, чередования закачки, усовершенствованного заводнения, полимерного заводнения, газового заводнения, а также закачки теплоносителя; с применением глубокой перфорации, гидравлического разрыва пластов, различных сочетаний вертикальных, пологих и горизонтальных скважин, а также скважин-елок, различных объединений нефтяных пластов в эксплуатационные объекты.
Увеличение трудноизвлекаемых запасов нефти в стране делает особенно актуальной проблему создания и применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий, использования более совершенных методов их моделирования и разработки.
Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти системами ГС позволяет в 2 - 3 раза сократить количество скважин, необходимых для выработки запасов.
Большинство залежей содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (неблагоприятные геологические условия залегания нефти или ее свойства), для добычи которых требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, труда, нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и дефицитные реагенты и материалы.
Для активизации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из промежуточных пластов угленосной толщи Новохазинской площади в НГДУ Южарланнефть в 1984 г. на IX эксплуатационном участке были организованы очаги воздействия. Технология этого вида заводнения заключалась в том, что были устроены водозаборы для отбора минерализованной пластовой воды из водоносной части пласта С-VI. Эта вода электроцентробежным насосом в настоящее время закачивается в нагнетательные скважины.
В пластах с трудноизвлекаемыми запасами нефти наблюдается чрезвычайно сложный механизм вытеснения нефти, связанный с одновременным влиянием множества факторов, таких, как капиллярные явления, вязкостные силы, фазовые переходы в сочетании со слоистой неоднородностью.
Разработка объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, безусловно, сказывается и на технико-экономических показателях разработки.
Хотя роль и значение трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе нефтедобычи по стране в перспективе будут возрастать, абсолютные уровни добычи нефти в обозримом будущем все же будут определяться высокопродуктивными обводненными залежами разработка которых осуществляется с применением методов заводнения в различных модификациях и сочетаниях.
В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку.
В связи с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти в стране особую актуальность приобретает проблема повышения эффективности эксплуатации скважин на месторождениях неньютоновских (аномально-вязких) нефтей. При разработке таких месторождений эксплуатация скважин осложняется проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти, образованием асфальтосмолопарафиновых отложений, повышенной коррозионной агрессивностью скважиннои продукции и сопровождается существенным снижением продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Успешность решения указанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых химических реагентов и составов технологических жидкостей во всех без исключения процессах нефтедобычи, начиная от вскрытия продуктивного пласта и кончая консервацией или ликвидацией скважин. Работы в этом направлении на протяжении ряда лет ведутся на кафедре Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета под руководством и при непосредственном участии автора доклада.
Степноозерского месторождения показана целесообразность ввода трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку путем применения новейших техники и технологии разбуривания, системы разработки, интенсификации добычи нефти и применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Извлечение остаточных или вновь вводимых трудноизвлекаемых запасов нефти связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых глинизированных терригенных коллекторах, в процессе разработки которых проницаемость еще больше снижается, и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. Поэтому одной из основных задач при нефтедобыче из этих пластов является восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.
В настоящее время при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти усилия ученых направлены на создание технологий, обеспечивающих увеличение конечной выработки запасов нефти за счет улучшения охвата пласта воздействием, что подтверждается следующими данными.

Повышение эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) в настоящее время приобретает важнейшее значение для нефтедобывающей отрасли в связи с истощением активных запасов в высокопродуктивных месторождениях и падением добычи из них.
У России имеются огромные по величине трудноизвлекаемые запасы нефти. По справедливости государство эти запасы нефти должно отдавать в разработку тем, у кого есть эффективная технология. Несомненно, что на начальном этапе должны быть некоторые экономические налоговые льготы. Однако, только налоговые льготы не могут неэффективную технологию превратить в эффективную, потому что слишком большим бывает различие по продуктивности у малопродуктивных и среднепродук-тивных пластов. Например, продуктивность малопродуктивных пластов ниже минимальной экономически рентабельной продуктивности в 10 - 30 раз; а максимальные налоговые льготы могут компенсировать снижение продуктивности в 2 раза, соответственно, снижение продуктивности в 5 - 15 раз останется некомпенсированным.
Показывается, что существенная интенсификация выработки трудноизвлекаемых запасов нефти возможна лишь при применении новых технологических и технических средств, а именно создания жестких автономных систем заводнения с дифференцированными величинами давления закачки воды, с применением специальных конструкций нагнетательных скважин из высококачественной стали, отдельных водоводов, малых БКНС.
Интересно: что мы понимаем под трудноизвлекаемыми запасами нефти. Наверное, физически эти запасы нефти вполне извлекаемые1, но экономически они неизвлекаемые, потому что экономические затраты на их извлечение превышают экономическую выручку от их реализации, потому что их извлечение является экономически убыточным. Даже если полностью отменить налоги на реализацию этой нефти, то, учитывая долю таких налогов, можно увеличить рыночную цену нефти для недропользователя вдвое. Конечно, при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти определенные налоговые льготы обязательно нужны, особенно, в начальный, наиболее рискованный период разработки. Но налоговые льготы не являются радикальным средством, даже полная отмена налогов и затрат на продажу добытой нефти не решает проблемы. Более эффективным является другое идейное направление - надо создать принципиально новую технологию и в три-пять раз и более уменьшить затраты на добычу этой нефти.
Проблема проектирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, а именно нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности, состоит в необходимости довольно точных расчетов. Известно, что неточность расчетов приходится компенсировать резервированием части расчетной производительности. И чем больше неточность, тем больше снижается расчетная производительность, ради обеспечения необходимой 90 % - ной надежности проектных показателей. Но расчетная производительность нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности и без того крайне мала, на грани или за гранью экономической рентабельности, поэтому снижать ее некуда - значительно снижать ее нельзя. Поэтому расчеты должны выполняться с максимально возможной точностью.
При такой технологии второстепенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти не разрабатывают.
Но, чтобы решить эту проблему и трудноизвлекаемые запасы нефти ввести в эффективную промышленную разработку, надо предложить не просто новую систему, не просто комплекс новых методов, а такую систему и такой комплекс, которые обеспечивали бы необходимую экономическую рентабельность и позже могли бы быть использованы многими другими нефтедобывающими компаниями.
В качестве классификационного признака для технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти может быть принята одна из важнейших характеристик, определяющая площадной или локальный характер воздействия на продуктивный пласт. В первом случае воздействием охватывается значительная часть месторождения. Во втором случае осуществляется обработка призабойной зоны пласта.
Одним из элементов высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, разработанной специалистами АО Татнефть и ТатНИПИнефть, является широкое использование горизонталь-ных и разветвление горизонтальных скважин. Татарстане пробурено 146 горизонтальных скважин, из них 122 освоены, эксплуатируются или введены в эксплуатацию. Средний дебит нефти горизонтальных скважин составляет 6 5 т / сут, что превышает дебит окружающих вертикальных скважин в 2 раза. Горизонтальными скважинами всего добыто 748 тыс. т нефти.
Степноозерское нефтяное месторождение относится к объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Промышленная нефтеносность выявлена в отложениях каменноугольной системы. Специфическим в строении залежей нижнего карбона является широкое развитие эрозионных врезов как площадного, так и руслового типов.
Итак, по нашему представлению, критерием выделения трудноизвлекаемых запасов нефти по отдельному нефтяному пласту должен быть средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на этот пласт.
Специализируется в области совершенствования технологий вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири.
Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти.
В высокопродуктивных месторождениях имеются пласты и пропластки, содержащие трудноизвлекаемые запасы нефти.

Российская инновационная топливно-энергетическая компания (РИТЭК) занимается разработкой трудноизвлекаемых запасов нефти и тем самым решает важнейшую проблему российского и мирового уровня. Дело в том, что в России и во всем мире открыты огромные запасы нефти, исчисляемые многими сотнями миллионов тонн, в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Причем эти запасы были открыты давно, 20 - 30 и более лет назад, но не были введены в разработку, потому что при стандартных, обычно применяемых системах разработки это экономически нерентабельно, экономически разорительно даже для богатых компаний и государства.
В сборнике также рассматриваются проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на стадии проектирования и реализации технологий воздействия.
Таким образом, здесь обосновано: в качестве критерия выделения трудноизвлекаемых запасов нефти следует применять минимальный средний коэффициент продуктивности по нефти скважин, пробуренных на рассматриваемый нефтяной пласт.
Далее хотя бы кратко надо перечислить предложенные нами технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, но трудноизвлекаемых не по основному признаку крайне низкой продуктивности пластов, а по другим признакам.
В настоящее время серьезное внимание уделяется вовлечению в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На всех месторождениях решаются задачи интенсификации, а в ряде случаев научно-производственного обеспечения разработки залежей нефти нижнего карбона и девона с карбонатными коллекторами.
В книге освещены основные особенности геологического строения залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана, приведены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и промысловых работ по совершенствованию технологий разработки этих залежей.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-ураяья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 4 от объема остаточных балансовых.
Проводимые АОЗТ Татнефтеотдача работы по повышению нефтеотдачи пластов вовлекают в работу трудноизвлекаемые запасы нефти. Необходимость применения специальных технологий и мероприятий требует значительных затрат. В силу своей специфики, применение технологий ПНП имеет затратный механизм. Работы ведутся на грани себестоимости. Себестоимость добычи нефти с их использованием примерно в 1 5 раза превышает себестоимость нефти добываемой без применения методов ПНП.
Согласно оценке авторов721, в карбонатных коллекторах на месторождениях Пермского При-уралья трудноизвлекаемые запасы нефти составляли к 1988 г. 3 / 4 от объема остаточных балансовых.
В сборнике представлены исследования по решению некоторых проблем разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и особенно объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимо существенно улучшить использование пробуренного фонда скважин. В этом вопросе большая надежда возлагается на постановление правительства Российской Федерации от 1 ноября 1999 г. № 1213 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях и постановления кабинета министров РБ от 15 февраля 2000 г. № 38 О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях РБ, освобождающие организации, осуществляющие добычу нефти и газа на территории Республики Башкортостан, от регулярных платежей за добычу нефти и газа и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в отношении нефти и газа, добытых из введенных в эксплуатацию бездействовавших, контрольных скважин и скважин, находившихся в консервации по состоянию на 1 января 1999 г., за исключением новых скважин, находящихся в ожидании освоения после бурения.
Компаундированный буровой раствор предназначен для бурения и вскрытия продуктивных горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти, представленными переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород в карбонатной толще.
Решается стратегическая задача достижения мирового технологического уровня, что обеспечит эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти, прирост новых высокопродуктивных запасов, минимизацию производственных издержек, расширение участия в международных проектах.
Изменение доли дополнительно пробуренных скважин и добычи нефти из них по горизонтам Д0 и Ai Ромашкинского месторождения.
Это можно объяснить тем, что они бурятся преимущественно с целью отбора трудноизвлекаемых запасов нефти.
Этим и обусловливается необходимость создания более совершенных методов воздействия на залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Технология применения волокнисто-дисперсной системы - новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / / НТЖ Нефтепромысловое дело.
В таблице 5.3 дана количественная (выраженная в % от извлекаемых запасов) оценка трудноизвлекаемых запасов нефти по этим месторождениям. Анализ особенностей геологического строения залежей нефти показывает: месторождения отличаются сложным геологическим строением и характеризуются широким спектром значений геолого-физических параметров. Из таблицы 5.3 видно, что большинство пластов содержит значительный объем трудно извлекаемых запасов нефти. Это объясняется тем, что залежи нефти характеризуются высокой зональной, линзовидной и послойной неоднородностью пластов. Анализ разработки этих месторождений показывает, что вырабатываются преимущественно высокопроницаемые пропластки и участки пласта.

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.

Мы благодарны организаторам VIII Международного промышленно-экономического Форума «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», состоявшегося 19-20 ноября 2015 года в РГУ им. Губкина за возможность представить новую технологию добычи трудноизвлекаемых запасов нефти Баженовской свиты, получившей название Технология № 5 КВКР.

Технология разработана совместно компаниями «Новые Технологии» и «КОМПОМАШ-ТЭК». На текущий момент уже начата реализация проекта в кооперации с компанией «Газпром нефть» при научном участии и поддержке со стороны РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, МГУ им. М. В. Ломоносова, и в частности, Химического факультета МГУ и Нефтегазового центра МГУ.

СЛАЙД № 1. Проблема Бажена.
Баженовскую свиту часто сравнивают с североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, такими как, Баккен/Три Форкс и Игл Форд. Но схожи они лишь внешне.
В отличие от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев продуктивные пласты Бажена более пластичные, более неоднородны и, главное, менее мощные.
Так, на Баккене/Три Форкс или на Игл Форд, формируемый дренируемый объем, как правило, составляет от 30-40 млн. м 3 . На Бажене этот показатель почти в 10 раз ниже: 3-4 млн. м 3 .
Количества нефти низкопроницаемых пород в таком относительно небольшом дренируемом объеме недостаточно для преодоления точки безубыточности при добыче только самой нефти низкопроницаемых пород.
Именно поэтому, по мнению экспертов отрасли, экономически эффективное освоение Бажена возможно только при условии вовлечения в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - керогена. А это, в свою очередь, означает, что ПП Бажена необходимо нагревать…

СЛАЙД № 2. Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН).
Основная проблема современных тепловых методов увеличения нефтеотдачи (ТМУН) заключается в отсутствии технологий, позволяющих доставлять высокотемпературный рабочий агент, на большие глубины. Так, например, в случае использования высококлассных и очень дорогих термокэйсов класса “E” (0.006>λ≥0.002 Вт/м°C; Р<20 МПа и Т<350°C) ТМУН могут быть использованы на глубине до 1400 метров. Более бюджетные термокэйсы класса “B” (0.06>λ≥0.04 Вт/м°C; Р<40 МПа и Т<400°C) позволяют доставлять рабочий агент на глубину 1500 метров, но с увеличенными тепловыми транспортными потерями.
В Технологическом комплексе Технологии № 5 КВКР используются уникальные НКТ с ТИП (0.0408 Вт/м°C), разработанные ЗАО «КОМПОМАШ-ТЭК» (Россия), которые за счет меньшего погонного веса могут быть использованы на глубине до 3500 метров. Но и их частное применение тоже не решает логистической проблемы, так как при доставке рабочего агента на забой скважины, находящийся на глубине 3000 метров, температура рабочего агента, в силу неизбежных тепловых транспортных потерь, снижается на 70 - 80°C.
Таким образом, рабочий агент, доставленный на забой скважины, например, на глубину 3000 метров, необходимо донагревать и также компенсировать потери давления рабочего агента на трении. Более того, желательно донагреть рабочий агент до более высокой температуры (480°C), по сравнению с той температурой, которую он имел на наземной части скважины (450°C) до начала процесса его транспортировки на забой скважины.

СЛАЙД № 3. Решение проблемы.
В Технологии № 5 КВКР эта основополагающая проблема современных тепловых МУН решена за счет организации на забое скважины, в её подпакерном объеме, экзотермической реакции окисления (ЭРО) органических соединений в СК-воде в присутствии окислителя. Конкретно, в качестве органического соединения используется метанол, а в качестве окислителя - пероксид водорода или воздух. В результате осуществления экзотермической реакции окисления метанола в СК-воде в присутствии, например, перекиси водорода образуются СО 2 , которым дополнительно обогащается рабочий агент, и Н 2 О, а также выделяется тепло, которое расходуется (а) на донагрев рабочего агента и, соответственно, (б) на повышение его давления до заданных технологией термобарических величин.

СЛАЙД № 4. Традиционные тепловые МУН и Внутрипластовый ретортинг. Технология № 5 КВКР – технология Концепции внутрипластового ретортинга.
Существующие тепловые МУН можно разделить на две группы: а) традиционные ТМУН и б) тепловые методы Концепции внутрипластового ретортинга, включая термохимические методы.
Традиционные тепловые МУН используют в качестве рабочего агента, преимущественно, влажный пар, применение которого способно лишь временно изменить вязкость и плотность тяжелых углеводородов.
Отличие тепловых методов Концепции внутрипластового ретортинга от традиционного подхода заключается в том, что в результате использования высокотемпературного рабочего агента в форме сверхкритической воды или перегретого пара с высокой степенью перегрева происходит необратимое снижение вязкости и плотности тяжелых углеводородов. Они молекулярно модифицируются в продуктивном пласте и на поверхность извлекаются уже облагороженные, более легкие углеводороды.
Концепцию внутрипластового ретортинга очень часто называют Концепцией внутрипластового НПЗ, и некоторая предварительная переработка углеводородов в продуктивном пласте становится частью процесса их добычи.
Даунстрим становится частью апстрима.
Если говорить только об углеводородах, то использование такого подхода на Баженовской свите позволит:

Еще более улучшить качество нефти низкопроницаемых пород;

Конвертировать (разжижать и/или молекулярно изменять) битум в более легкие углеводородные фракции;

И ГЛАВНОЕ осуществлять внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из керогена за счет его гидропиролизации.

СЛАЙД № 5. Формула Технологии № 5 КВКР.
Если же говорить, в целом, о потенциале Технологии № 5 КВКР, то она позволяет:
(1) в необходимом объеме
(2) формировать и доставлять в продуктивный пласт рабочий агент, имеющий (а) наиболее эффективный композиционный состав и (б) требуемые термобарические характеристики; при этом, одновременно,
(3) увеличивать проницаемость продуктивного пласта и реэнергезировать его,
(4) генерировать синтетические углеводороды (СУВ) из керогена и
(5) улучшать качество нефти низкопроницаемых пород и молекулярно модифицировать битум, и таким способом
(6) интенсифицировать добычу (а) нефти низкопроницаемых пород улучшенного качества и (б) сгенерированных внутри продуктивного пласта синтетических углеводородов за счет их отбора через зону с увеличенной проницаемостью.
В самом общем виде при внесении в продуктивный пласт рабочего агента в форме сверхкритической воды (Т = 480°C и Р до 45 МПа) в продуктивном пласте осуществляются три взаимосвязанных и условно разделенных процесса:
- реэнергизация продуктивного пласта;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта;
- процесс, направленный на уменьшение величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов крупными молекулами углеводородов за счет из дробления на более мелкие молекулы.
Так, например, крупные молекулы асфальтенов, достигающие в диаметре 30 нанометров, способны блокировать макрофлюидопроводящие каналы (толщина более 50 нанометров), не говоря уже о флюидопроводящих каналах на микро (до 5 нанометров) и мезоуровне (от 5 до 50 нанометров).

СЛАЙД № 6. Механизм увеличения КИН Технологии № 5 КВКР.
Прогнозируемый КИН Технологии № 5 КВКР составляет от 40 до 50%.
Прогнозированное достижение такого высокого КИН было бы невозможно без обеспечения а) реэнергизации продуктивного пласта - повышения внутрипластового давления до максимально возможного: 45 МПа, б) увеличения его проницаемости, в) снижения величины степени молекулярной блокировки нанофлюидопроводящих каналов и, наконец, г) отбора углеводородов в скважину через области продуктивного пласта с измененной увеличенной проницаемостью.
Названные выше процессы являются одновременно и безусловными факторами успеха экономически эффективного освоения Баженовской свиты с использованием циклического термохимического воздействия.

СЛАЙД № 7. Структура Технологии № 5 КВКР.
На данной диаграмме представлена структура Технологии № 5 КВКР.

СЛАД № 8. Комментарий к структурным блокам.
Блок «Внутрипластовый ретортинг»:
40 лет работы ведущих мировых R&D структур. Сотни исследований. Десятки сотен лабораторных исследований. Успешные пилотные проекты SHELL и EXXON MOBIL. Фундаментальные исследования, в целом, завершены. Доминируют прикладные исследования.
Блок «Химические реакции»:
Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя - доказанная и хорошо изученная химическая реакция.
Блок «Технологический комплекс»:
Технико-технологических препятствий реализации Проекта «Технология № 5 КВКР» не существует.
Блок «Математическое моделирование»:
Нами начато создание модели пласта и внутрипластовых комплексных процессов - «виртуальный керн/пласт», FIB-SEM, решеточный метод Больцмана (LBM) и т.д.

СЛАЙД № 9. I. Внутрипластовый ретортинг - значимые базовые прикладные положения.
Наиболее значимые базовыми положениями Концепции внутрипластового ретортинга представлены в Таблице на Слайде № 9.

СЛАЙД № 10. II. Химические реакции.
На Слайде 10 представлены результаты трех исследований по определению величины тепловыделения (кДж/моль) при осуществлении экзотермической реакции окисления метанола в сверхкритической воде. Исследования выполнены специалистами из Массачусетского технологического института (США), Университета г. Хиросима (Япония) и Национальной лаборатории «Сэндиа» (США).
Также на слайде размещены фотографии взрывного и продолжительного окисления пропанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя с образованием пламени при концентрации топлива более 16%.
В Технологии № 5 КВКР используется процесс безопасного беспламенного продолжительного окисления метанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя при концентрации метанола не более 5-ти %. Продолжительность процесса окисления – 5-6 секунд.

Слайд № 11. III. Технологический комплекс Технологии № 5 КВКР.
Технологический комплекс № 5 КВКР состоит из:
Наземного генератора сверхкритической воды (Т=450°C и Р 45 МПа);
Установки подготовки ПНГ;
НКТ с теплоизоляционным покрытием (до 3500 метров);
Термостойкого скважинного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении70 МПа; и
Термостойкого затрубного пакера, способного работать при температуре 700°C и давлении до 100 МПа.

СЛАЙД № 12. Эксклюзивность Технологии № 5 КВКР.
Эксклюзивность потенциала Технологии № 5 КВКР заключается в ее способности:

1. Генерировать рабочий агент, который имеет наиболее эффективный состав, для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из керогена.

2. Экономически эффективно доставлять в продуктивный пласт, находящийся на глубине от 2500 до 3500 метров, рабочий агент с указанным выше композиционным составом и требуемыми термобарическими характеристиками.

3. Увеличивать до 5-ти раз проницаемость продуктивного пласта и создавать объемную и объединенную внутрипластовую флюидопроводящую систему.

4. Реэнергизировать продуктивный пласт - создавать мощный напорный режим отбора углеводородов.

5. Рационально извлекать углеводородные ресурсы. Так, например, прогнозируемая накопленная добыча нефти из одной скважины с дренируемым объемом горной породы равным 4 млн. м 3 (Бажен) равна или больше прогнозируемой накопленной добычи нефти из одной скважины с дренируемым объемом равным 40 млн. м 3 (Баккен/Три Форкс).

6. Обеспечивать высокоэффективную добычу нефти из Бажена без предварительно проведенного многостадийного ГРП (МГРП).

7. Технология № 5 КВКР, несмотря на ее молодость, характеризуется высокой степенью технико-технологической зрелости, так как комбинаторно сформирована из нескольких зрелых технологий, давно и хорошо освоенных российской промышленностью.

8. За счет интенсивного способа извлечения нефти срок выработки месторождения до практически полного истощения сокращается в разы, соответственно сокращаются затраты на энергетику, расходы на содержание и эксплуатацию месторождения.

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.