fond

Проект 26.

Повышение нефтеотдачи в России до 60-65%, а на трудноизвлекаемых запасах нефти до 40-45%.

Хавкин А.Я.

Одной из самых больших профессиональных привязанностей Н.К.Байбакова была нефтеотдача пластов [1]. Николай Константинович очень сильно переживал за падение проектной нефтеотдачи в России и принимал самое активное участие в рассмотрении возможностей и условий ее повышения [2]: когда в 2006г. автор показал Николаю Константиновичу динамику коэффициента извлечения нефти (КИН) в России и США (рис. 1), то Николай Константинович сразу как-то собрался, ощетинился, и сказал: «Надо звонить Христенко».

Рис. 1. Динамика проектного КИН в России и США.

Значение КИН для технологий разработки нефтяного месторождения это то же самое, что коэффициент полезного действия для машин. Чем КИН ближе к 1, тем процесс эффективнее. Значение КИН зависит от геолого-физических условий залегания нефти и определяется технико-технологическими и экономическими возможностями ее добычи. Российское законодательство о недрах требует наиболее полного извлечение нефти, т.е. обеспечение наиболее высокого из возможных значение КИН. В «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» (ЭСР-2030) в качестве индикатора стратегического развития нефтяного комплекса предусмотрена следующая динамика КИН: 2008г. (факт) – 0,3, за 1-й этап (2013-2015гг.) планируется достичь КИН=0,3-0,32, за 2-й этап (2020-2022гг.) – 0,32-0,35, к 2030г. планируется достичь КИН=0,35-0,37 [3]. Это низкие цифры. Реально достигаемый КИН западными странами – ориентир для аналогичных месторождений в России. Так, применение водогазового воздействия на норвежских месторождениях Статфьорд и Галафакс в Северном море обеспечило КИН к 2000г., соответственно, 0,65 и 0,55 [4]. Обновление технологий компанией Shell уменьшило затраты на добычу нефти на глубоководных месторождениях более чем в 2,5 раза и значительно увеличило добычу [5].

Примерная структура стоящих на балансе геологических запасов нефти России приведена на рис. 2 [5, 6]. Там же приведены значения КИН и рассчитанные на основе КИН извлекаемые запасы нефти.

Рис. 2. Структура балансовых запасов (БЗ), КИН и извлекаемых запасов (ИЗ) нефти по категориям запасов нефти России: традиционные запасы (1), низкопроницаемые пласты (2), в обводненных зонах (3), подгазовые зоны (4), высоковязкие нефти (5), глубокозалегающие (6).

Видно, что основная доля запасов, как балансовых, так и извлекаемых, находится в основных российских категориях запасов – традиционных запасах, низкопроницаемых пластах, в обводненных зонах (рис. 2). И даже если мы, воспользовавшись зарубежным опытом [2, 7], достигнем КИН=0,5 на высоковязких нефтях, то увеличение доли извлекаемых запасов за счет высоковязкой нефти вырастет максимум до 10% (как это видно из рис. 2). Поэтому, для масштабного увеличения извлекаемых российских запасов, нефтедобывающей отрасли и ученым надо совершенствовать технологии для основных российских категорий запасов нефти.

Буквально на днях вышел замечательный выпуск журнала «Бурение и нефть» (2011, № 2) с фото Н.К.Байбакова на обложке и открывающийся материалами о Н.К. Байбакове в связи с 100-летием со дня его рождения. Основной объем материалов этого номера посвящен КИН. Николай Константинович был бы рад такому соседству. В этом журнале ряд специалистов отрасли отвечали на вопросы редакции журнала в связи с низким КИН на российских месторождениях. По мнению И.Т.Мищенко, д.т.н., профессора, декана факультета разработки нефтяных и газовых месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, для повышения КИН «Природу нужно не изменять и подчинять, а учиться у нее оптимальной организации процессов» [8]. При этом уважаемый профессор отметил, что коэффициент нефтеизвлечения характеризует, во-первых, уровень развития нефтепромысловой науки и соответствующих техники и технологий и, во-вторых, кровную заинтересованность государства в рациональном использовании богатств недр, принадлежащих народу, в первую очередь для повышения благосостояния всего народа, а не только и не столько отдельной категории граждан. С этой точки зрения коэффициент извлечения нефти (КИН) является важнейшей характеристикой, и стремление к его увеличению является и важным, и актуальным».

Но как можно заниматься увеличением КИН, не изменяя и не подчиняя пластовые системы (путем применения «нефтепромысловой науки и соответствующих техники и технологий») стоящим задачам по вытеснению нефти? Несогласие с подходом к КИН как стороннего наблюдателя выразил (в том же выпуске журнала) д.т.н., профессор, советник генерального директора ОАО «Зарубежнефть» (в структуру которого входит РМНТК «Нефтеотдача») А.А.Боксерман. Его позиция в том, что: «России нужна эффективная стратегия развития нефтяной отрасли» [9]. Профессор А.А.Боксерман подчеркивает, что «снижение проектной нефтеотдачи объясняется не столько ухудшением структуры запасов и увеличением их трудноизвлекаемой доли. Главная причина – в том, что для разработки таких запасов не применяются адекватные современные МУН (тепловые, газовые, химические, микробиологические), способные обеспечить конечную нефтеотдачу до 70%». Возможность достижения высоких КИН, по мнению А.А.Боксермана, связана с «формированием государственного механизма и нормативно-правовых актов экономического стимулирования реализации проектов испытаний и освоения современных прорывных МУН (тепловых, газовых, химических, микробиологических)» [9]. По мнению автора, КИН должен быть национальным приоритетом России [10, 11], и для обеспечения высоких КИН следует углубленно изучать особенности вытеснения нефти из продуктивных пород, в первую очередь, на наноуровне [10-14].

Дело в том, что эффективность нефтевытеснения определяется наноразмерами: поверхность пор имеет нанометровую шероховатость, а смачивающие свойства пород определяются как раз шероховатостью. Другими словами, регулирование свойств нефтегазовых пластов на уровне электрических взаимодействий, смачивания, изменения структуры минералов (размеры которых 20-40 нанометров), решаются с применением технологий управления наноявлениями (нанотехнологий). К нанотехнологическим мероприятиям увеличения нефтеотдачи (НТМУН) относятся мероприятия (способы, методы), механизм которых определяется наноразмерными явлениями или при которых применяются наноразмерные частички. К НТМУН, в первую очередь, относятся технологии на основе воздействий температурными и физическими полями, а также биовоздействий. Группа технологий на основе применения химических и газовых агентов, имеющих наноразмерный механизм воздействия на пластовые системы, также относятся к НТМУН [10-14]. Как видно из вышеизложенного, МУН и НТМУН близки, но не идентичны.

На вопрос редакции журнала «Каковы перспективы использования нанотехнологий для повышения нефтеотдачи?», профессор И.Т.Мищенко ответил, что «Более легковесного и ненаучного словосочетания, чем «нанотехнологии», трудно придумать, поэтому автор и затрудняется отвечать на такие вопросы» [8]. С такой позицией не согласен крупнейший нефтепромысловый геолог отрасли академик АН РТ Р.Х.Муслимов, указывающий на большое значение нанотехнологий для повышения КИН [15, 16]: в КГУ проведены фундаментальные исследования по наноминералогии нефтяных пластов и влиянию наноособенностей пород на КИН [17]. Анализ публикаций [8-10, 15] показывает, что проблема применения современных высокоэффективных МУН и НТМУН не только в отсутствии экономических стимулов и непонимании некоторых чиновников отрасли, но и в отрицании углубления наших знаний о пласте, и применении этих знаний, некоторыми мэтрами отечественного высшего нефтяного образования [8].

Рассмотрим перспективы повышения КИН современными технологиями. Одним из направлений повышения нефтеотдачи (или нефтевытеснения), которое активно поддерживал Н.К.Байбаков, было увеличение эффективности заводнения [1], самого распространенного в России метода вытеснения нефти. И даже основным методом разработки низкопроницаемых и глиносодержащих пластов тоже является заводнение. Способность глиносодержащих коллекторов резко изменять свои фильтрационно-емкостные характеристики при заводнении (уменьшать проницаемость и пористость), приводит в ряде случаев к резкому снижению рентабельности разработки таких объектов [18].

Существуют реагенты-глиностабилизатора, препятствующие набуханию (диспергированию) глин. Обработка глиностабилизаторами лабораторных моделей показала возможность восстанавливать проницаемость до 85% от начальной, а применение глиностабилизатора в виде профилактических мер приводит к значительному увеличению проницаемости (на 80-90%) даже при последующем уменьшении минерализации воды, оставляя проницаемость выше первоначальной [19]. Опытно-промысловые испытания технологии глиностабилизации были проведены в НГДУ «Азнакаевскнефть». Для обработки скважин глиностабилизирующими реагентами было выбрано 7 нагнетательных скважин. В ходе проведенных испытаний было достигнуто увеличение коэффициента приемистости от 7% до 48%, при среднем значении 26,8%, успешность работ составила 85% [20].

На основе проведенных работ, в которых была опробована промысловая эффективность глиностабилизаторов, была исследована возможность повышения нефтеотдачи за счет использования глиностабилизаторов как закачиваемых в пласт реагентов. Результаты экспериментов показали, что применение глиностабилизаторов значительно (на 10-15 пунктов) увеличивает коэффициент вытеснения нефти, что приведет к росту нефтеотдачи на 8-10% и более [21]. Промысловые исследования показали, что достигаемая нефтеотдача существенно зависит от коэффициента глинистости коллектора Кгл: при увеличении глинистости коллектора с 2,5% до 5,5% значение достигнутой нефтеотдачи при тех же условиях уменьшается с 60% до 20% [22] (рис. 3). При глинистости 3-4% значение достигнутой нефтеотдачи составляет 40-50% (рис. 3). Значит, уменьшение влияния глин на проницаемость пластов приведет к росту нефтеотдачи.

Рис. 3. Зависимость КИН от обводненности F по участкам 1-4 Ромашкинского месторождения с разным Кгл: 2,4 % (1), 3,6 % (2), 4,2 % (3), 5,6 % (4).

При использовании глиностабилизаторов можно снизить влияние минерализации воды на проницаемость. Поэтому применение реагентов и технологий, регулирующих поведение глин, позволит при заводнении даже высокоглинистых пластов увеличить нефтеотдачу до 40-45% [10-12].

Зависимости на рис. 4 (построенные на основе [7]) показывают не линейную зависимость между КИН и затратами, а возможные диапазоны изменения КИН и стоимости добычи, которые реализуются в зависимости от геолого-физических условий объектов. Так, исследования показали, что на ряде объектах, при любых затратах, достичь КИН при заводнении более 0,25 не удастся [11-14, 18].

Рис. 4. Себестоимость добычи нефти (С) в зависимости от достигаемого КИН при различных технологиях: заводнение (1), закачка полимерных растворов (2), тепловые методы(3), закачка СО2 (4), применение поверхностно-активных веществ (5).

Из рис. 4 видно, что в мире уже существует огромное поле технологий, обеспечивающих КИН более 0,4 при себестоимости 15 долл/баррель. А поскольку в цене российской нефти себестоимость составляет 25% [23], то при цене нефти выше 60 долл/баррель достижение КИН более 0,4 становится рентабельным. Но массовое применение НТМУН еще более рентабельно. Как пример: массовое применение тепловых методов в России на ряде месторождений дало себестоимость меньше, чем при заводнении, и было рентабельно при цене (!) нефти 15 долл/баррель, достигая на месторождениях с высоковязкими нефтями КИН более 0,4 [24].

Есть и другие направления увеличения КИН. Как пример, для участка одного из нефтяных месторождений в Волго-Уральском регионе было исследовано влияние плотности сетки скважин (ПСС) и условий вытеснения нефти на КИН и темп разработки (таблица) [11, 14]. Сравнивались изменение ПСС (традиционная технология) и при базовой ПСС добавка поверхностно-активных веществ (ПАВ) в закачиваемую воду для уменьшения капиллярного гистерезиса Р12, удерживающего нефть, что является НТМУН.

Таблица.

Влияние ПСС и НТМУН на показатели разработки нефтяного месторождения.

Изменение ПСС на этом объекте значительно влияет на КИН – уменьшение ПСС в 1,5 раза относительно базовой технологии (с 51·104 м2/скв до 35·104 м2/скв) приводит на этом участке к увеличению КИН с 0,34 до 0,46. И темп разработки увеличивается (с 5,1% до 6,5%). При базовой технологии достигаемый КИН составлял 70% от утвержденного, а при изменении ПСС стал 95% от утвержденного. Применение НТМУН (ПАВ, уменьшающих капиллярный гистерезис относительно его величины при заводнении, при базовой ПСС), позволяет увеличить КИН на 0,07-0,12 и увеличить темп разработки на 0,5-0,8%. Уменьшение капиллярного гистерезиса на 20% позволит практически достичь утвержденных показателей разработки (97% от утвержденного КИН). При этом закачка ПАВ намного дешевле, чем значительное уменьшение ПСС (с 51·104 м2/скв до 35·104 м2/скв).

Развитие нанотехнологий добычи нефти и газа [10-14] даст самую быструю и самую максимальную финансовую отдачу из всех направлений вложений средств. Поэтому стратегической целью нефтяной отрасли должно быть массовое применение уже разработанных МУН и НТМУН для повышения ее энергоэффективности и опытно-промышленная апробация новых рентабельных технологий разработки. По мнению академика РАН Р.И.Нигматулина, теоретически КИН может быть доведен до 0,7 [25]. И этот ориентир уже достаточно близок для НТМУН, массовое применение которых существенно повысит эффективность отрасли и КИН [10, 11].

В ЭСР-2030 для уже открытых месторождений на территории России должны быть следующие ориентиры по КИН: хотя бы 0,35 к 2013г., 0,4 к 2020г., 0,5 к 2030г. Научный же потенциал КИН в России следующий: для активных запасов КИН может быть увеличен на 0,15-20 до 0,6-0,7, а для ТИЗН – на 0,25-0,35 до 0,40-0,55. Тогда значения КИН составят 0,4 к 2013г., 0,45 к 2020г., 0,6-0,65 к 2030г. [10-14].

Литература

1. Байбаков Н.К. Эффективные методы повышения нефте- и конденсатоотдачи пластов // РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, сер. Академические чтения, вып.12, М., Нефть и газ, 1997, 35с.

2. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи / под ред. А.А.Боксермана, авторы Спиридонов Ю.А., Храмов Р.А., Боксерман А.А., Храмов

Д.Г., Байбаков Н.К., Хавкин А.Я., Савельев В.А. и др. // Госдума РФ, 2006, 144с.

3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года // Интернет, 2009, http://www.inreen.org.

4. Вахитов Г.Г. Нефтяная промышленность России: вчера, сегодня, завтра // М., ВНИИОЭНГ, 2008, 312с.

5. Лаверов Н.П. Топливно-энергетические ресурсы // Вестник РАН, 2006, т. 76, № 5, с.398-408.

6. Соловьянов А.А., Виницкий М.М. Приоритеты инновационной деятельности в нефтедобыче // Российский химический журнал, 1995, т. 39, № 5, с.3-6.

7. Дияшев Р.Н. Тенденции применения МУН в мире // Георесурсы, 2008, № 4, с.42-46.

8. Мищенко И.Т. Природу нужно не изменять и подчинять, а учиться у нее оптимальной организации процессов // Бурение и нефть, 2011, № 2, с.9-10.

9. Боксерман А.А. России нужна эффективная стратегия развития нефтяной отрасли // Бурение и нефть, 2011, № 2, с.17-20.

10. Хавкин А.Я. КИН должен быть национальным приоритетом России // Бурение и нефть, 2011, № 2, с.10-12.

11. Хавкин А.Я. Наноявления и нанотехнологии в добыче нефти и газа / под ред. член–корр. РАН Г.К.Сафаралиева // М.-Ижевск, ИИКИ, 2010, 692с.

12. Хавкин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти и газа // М., Нефть и газ, ПЦ «НТИС», 2008, изд. 1, 148с.

13. Хавкин А.Я. Пора откупорить поры // Поиск, Еженедельная газета научного сообщества, 22 августа 2008 г., № 33-34, с.9.

14. Хавкин А.Я. Нанотехнологии нефтедобычи // RUSNANOTECH-08, Международный форум по нанотехнологиям 3-5.12.2008г., Сборник тезисов докладов научнотехнологических секций, т. 2, М., РОСНАНО, 2008, с.508-510.

15. Муслимов Р.Х. КИН – его прошлое, настоящее и будущее на месторождениях России // Бурение и нефть, 2011, № 2, с.27-31.

16. Муслимов Р.Х. Геолого-гидродинамические нанотехнологии повышения эффективности освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям. Материалы Конференции в г. Москва 18-19 ноября 2008 г., ГД РФ, ПЦ «НТИС», ОАО «РИТЭК«, Фонд Байбакова, КГУ, М., Нефть и газ, 2008, с.66-75.

17. Муслимов Р.Х., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Литолого-технологическое картирование нефтяных залежей – основа выбора стратегии воздействия на пласт с целью оптимизации КИН // Повышение нефтеотдачи пластов, Казань, 2003, с.552-560.

18. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами // М., МО МАНПО, 2000, 525с.

19. Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Особенности регулирования свойств глинистых минералов // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Тр. 12-ого Европейского симпозиума, Казань, 2003, с.552-557.

20. Применение технологии глиностабилизации в НГДУ Азнакаевнефть / Хусаинов В.М., Хавкин А.Я., Петраков А.М., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения. Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия – 2001», Казань, 2001, с.73-74.

21. Хавкин А.Я., Сорокин А.В., Табакаева Л.С. Влияние рН закачиваемой воды на особенности применения глиностабилизаторов // Естественные и технические науки, 2003, № 6, с.117-125.

22. Исследования влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. // Нефтяное хозяйство, 2001, № 8, с.41-43.

23. Из чего складывается мировая цена российской нефти марки Urals // Аргументы и факты, 2008, № 43, 22-28 октября 2008г., с.16.

24. Кудинов В.И. Тепловые технологии разработки сложнопостроенных месторождений вязких и высоковязких нефтей // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям. Материалы Конференции в г. Москва 18-19 ноября 2008 г., ГД РФ, ПЦ «НТИС», ОАО «РИТЭК«, Фонд Байбакова, КГУ, М., Нефть и газ, 2008, с. 76-82.

25. Нигматулин Р.И. Нефть и газ России // Вестник РАН, т. 63, 1993, № 8, с.705-713._