Запасы нефти в России оцениваются

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

ЛЕКЦИЯ Запасы нефти в России оцениваются в 40 триллионов рублей,

природного газа — в 11 триллионов рублей. Такие цифры приводит министерство природных ресурсов и экологии, пишет РБК.

Отмечается, что первая оценка дана на конец 2017 года. Далее она будет актуализироваться ежегодно.

Минприроды также оценило запасы коксующегося угля (почти 2

триллиона рублей), железной руды (808 миллиардов рублей), алмазов (505

миллиардов рублей) и золота (480 миллиардов рублей).

Совокупная стоимость всех минеральных и энергетических ресурсов составляет 55,2 триллиона рублей.

Ранее 27 февраля министр энергетики Александр Новак оценил запасы нефти и газа в стране. По его прогнозам, запасов нефти в России хватит примерно на 30 лет, а газа — более чем на 100 лет. Запасы нефти категорий В и С на данный момент составляют 29 миллиардов тонн.

На долю нефти приходится более 30% современного мирового по-

требления топливно-энергетических ресурсов. Можно уверенно прог-

нозировать на ближайшие десятилетия невозможность создания новых крупных мощностей для изменения структуры добычи и потребления этих ресурсов. Финансовый кризис в России и в некоторых других крупнейших нефтедобывающих странах мира, падение цены на нефть еще дальше отодвигают перспективы решения проблемы производства альтернативных источников энергии. Поэтому стабильные поставки нефти будут еще долго играть важнейшую роль в развитии экономического потенциала каждой из стран с развитой промышленностью. Эффективная работа нефтедобывающей промышленности России – важнейшее условие выхода ее из кризиса,

достижения стабилизации в экономике. Однако в настоящее время более 60%

отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТИЗН), эффективность разработки

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

которых традиционными методами невысока. Изменение качества запасов в значительной степени обусловлено высокой выработанностью крупных высокопродуктивных месторождений. Существующий уровень извлечения нефти и газа из пласта не может удовлетворить потребности страны в угле-

водородном сырье. Вместе с тем разработка месторождений ТИЗН требует больших материальных и технических затрат, изменения системы налогообложения и т.д.

В этих условиях перспективы развития нефтедобывающей про-

мышленности определяют следующие основные факторы:

1)создание и расширение сырьевой базы путем проведения геолого-

разведочных и геофизических работ;

2)разработка и применение эффективных технологических процессов для повышения нефтеотдачи пластов;

3)максимальное использование возможностей каждой добывающей и нагнетательной скважины в соответствии с потенциалом эксплуатационного объекта;

4)снижение себестоимости добычи нефти с учетом затрат на геолого-

разведочные и геофизические работы.

Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр в значительной мере зависит от создания новых технологий управления процессами в призабойной зоне.

Призабойная зона – область, принадлежащая одновременно и пласту, и

самой скважине. В ней не только сосредоточиваются, но и усиливаются многие явления, сопровождающие процесс извлечения углеводородов из нефтяных и газовых пластов. Их многообразие и сложность послужили причиной появления значительного количества различных методов и технологий интенсификации добычи нефти, которые описаны в отечественной и зарубежной литературе. Многие явления, происходящие в призабойных зонах скважин (ПЗС), в настоящее время изучены недостаточно, а способы повышения их продуктивности имеют

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

существенные недостатки. Однако в этой области накопилось много новых данных, рассмотрение которых в свете современных знаний представляет огромный интерес.

Большое практическое значение при выборе и обосновании технологии воздействия на призабойную зону конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессах вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважин, их освоения и последующей эксплуатации. Поэтому авторы значительное внимание уделяют изложению современных представлений о динамике насыщения ПЗС фильтратами растворов и твердыми частицами, образовании каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС) (или путей обводнения скважин), выпадении солевых осадков из попутно-добываемых вод, облитерации и дилатансии. Показана роль избыточных гидродинамических давлений на забой скважины, возникающих при спуске колонны бурильных труб. Разработана математическая теория влияния концевого эффекта (возрастание насыщенности смачивающей фазой пористой среды вблизи стенки скважины до значения, близкого к максимальному) на продуктивность скважины. При этом получены формулы дебита нефти для раздельного учета концевого эффекта и неоднородности пласта по проницаемости. Выполненные по этим формулам расчеты показали, что концевые эффекты существенно ухудшают фильтрационно-

емкостные свойства призабойной зоны. Этот вывод играет важнейшую роль при выборе наиболее эффективного способа воздействия на ПЗС с целью интенсификации добычи нефти.

Дальнейшее развитие теория интенсификации добычи нефти получила благодаря научно обоснованным результатам исследований эффективности традиционных и разработанных новых методов воздействия на ПЗС. Авторы убедительно показали, что большей успешностью и эффективностью отличаются технологии гидромеханического волнового воздействия на призабойные зоны. Особенно успешным является правильное сочетание

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

гидромеханического и физико-химического воздействия, что хорошо согласуется с теорией влияния концевого эффекта на продуктивность скважин. Особое внимание уделено изучению волновых методов,

разработанных в Институте машиноведения РАН, в Уфимском нефтяном институте, в Институте физики Земли РАН, НПО «Союзнефтеотдача», во ВНИИнефть, ОАО «НП-Буран» и др., а также описанных их создателями эффектов волнового воздействия на ПЗС и пласт. Все это позволило авторам разработать новое направление в области интенсификации добычи нефти,

которое названо управляемым воздействием на ПЗС.

При моделировании притока жидкости или газа к скважине, как установили авторы данной монографии, следует рассматривать не плоскорадиальную геометрию, как всегда делалось, а более сложную,

состоящую из двух областей. Во внешней по отношению к скважине области поток принимается плоскорадиальным, а во внутренней области, где линии тока искривляются при подходе к перфорационным каналам, необходимо строить модели притока к горизонтальным цилиндрическим трубка с проницаемой стенкой. Дальнейшие исследования позволили авторам впервые сделать вывод о целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы и трещины для существенного повышения эффективности воздействия на ПЗС. В связи с этим в качестве важнейших факторов воздействия приняты свободная подвеска и перемещение вдоль интервала перфорации применяемых технических средств, из вихревых камер которых струи рабочего агента могут попадать в перфорационные каналы. Это обусловливает возникновение "турбулентной струи, бьющей в тупик (перфорационный канал)", что создает наиболее благоприятные условия для очистки перфорационных каналов и трещин. Создав теоретические и методические основы технологий управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС на базе фундаментальной теории затопленных скоростных турбулентных струй, бьющих в тупик,

авторы провели обширные стендовые испытания. Это позволило им создать

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

новые способы воздействия на ПЗС и устройства для их осуществления. При этом обоснована необходимость возбуждения разнообразных по величине ударных импульсов и колебаний давления в широком диапазоне частот.

Раскрыто влияние скоростного напора вытекающих из вихревой камеры струй на эффективность очистки ПЗС. Определены величина давления гидравлического удара струи и его зависимость от конструктивных особенностей применяемых технических средств. Дальнейшее развитие это направление исследований получило благодаря использованию авторами фундаментальной теории течения двухфазных адиабатных потоков.

Исследовав критерий Огасавары, они установили возможность возбуждения кавитации при работе пульсаторов.

Разработаны разновидности способов интенсификации добычи нефти,

в которых, помимо кавитационно-волнового воздействия, используется механизм одновременного с ним или последовательного создания постоянной или циклической депрессии на пласт. При этом применяются установки оригинальной конструкции, включающие источники гидроди-

намических колебаний и забойные насосно-эжекторные системы.

Приведенные авторами результаты внедрения разработанных методов и технологий на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири свидетельствуют об их высокой эффективности. Для оценки технологи-

ческой эффективности обработок призабойных зон (ОПЗ) использована известная теория детерминированных моментов давления, а также ру-

ководящие документы Минтопэнерго. Следует особо отметить сравнительно низкие затраты на проведение скважино-операции.

Значительное место авторы уделяют комбинированному гидроме-

ханическому и физико-химическому воздействию на ПЗС. Важнейшее значение имеют и другие приведенные в данной монографии технологи-

ческие решения, использование которых вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса. Представляется целесообразным,

не вдаваясь в подробности, отметить их основные направления:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

обоснованы возможности совершенствования известных методов воздействия на ПЗС путем регулирования технологических параметров в более широком диапазоне;

на основании результатов обширных исследований структуры, состава,

свойств, механизма формирования осадков в ПЗС и скважинах созданы высокоэффективные реагенты для предотвращения в них солеотложений,

обоснованы возможности регулирования процессов зарождения и роста кристаллов неорганических солей; при этом установлена зависимость критической концентрации мицеллообразования водного раствора ингибитора от доли комплексона в его составе, позволившая объяснить проявление синергетического эффекта при использовании ингибиторов комплексного действия;

предложена методика закачки и продавки ингибиторов солеотложений в ПЗС с учетом многовариантности влияния регулируемых технологических параметров на основании известной теории математического моделирования этого процесса; построены графики изменения концентрации ингибитора в добываемой воде при отборе пластовой жидкости в зависимости от параметров технологии ОПЗ;

уточнена методика расчета обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ и осуществлен математический эксперимент, позволивший выявить зависимость эффективности ремонтно-

изоляционных работ от соотношения проницаемостей и толщины пропластков, а также от радиуса изоляционного экрана;

на основании аэрофотокосмических данных и результатов индикаторных исследований обоснован новый принцип повышения охвата пласта вытеснением путем поэтапной закачки водоизолирующих материалов для ограничения движения вод по каналам НФС;

приведены результаты использования системной технологии воздействия на пласты Талинского нефтяного месторождения.

Достижение высокой эффективности разработки нефтяных и газовых

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

месторождений предполагает по возможности бесперебойную и соот-

ветствующую потенциалу объекта работу добывающих и нагнетательных скважин с соблюдением темпов выработки запасов, текущих уровней добычи и полноты извлечения углеводородов.

Одной из важнейших характеристик при этом остается призабойная зона скважин (ПЗС). Под ПЗС будем понимать определенный объем пласта,

вскрытый данной скважиной и примыкающий к ней, в котором потери энергии на движение флюида существенны. Совершенно очевидно, что размеры этой зоны определяются радиусом, отсчитываемым от оси скважины, а ее физические характеристики - коэффициенты проницаемости,

подвижности, проводимости, пьезопроводности и др. - обусловлены не только фильтрационно-емкостными параметрами коллектора, но и процессами, протекающими в ней начиная от первичного вскрытия. При эксплуатации скважин состояние призабойной зоны постоянно изменяется не только вследствие природных явлений, но и за счет целенаправленной деятельности человека, предусматривающей увеличение дебитов добывающих скважин или приемистости нагнетательных, что связано с решением сложных задач интенсификации выработки запасов.

Установлено [244, 316], что на дебит скважин более сильное влияние оказывает снижение, а не увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с проницаемостью невозмущенной (естественной) породы, причем снижение дебита скважины тем больше, чем больше степень снижения проницаемости ПЗС. В то же время увеличение проницаемости ПЗС по сравнению с естественной в несколько раз практически не приводит к заметному увеличению дебита. Следовательно, как при вскрытии продуктивного пласта,

так и на всех стадиях разработки месторождения необходимо сохранять,

восстанавливать или повышать естественную проницаемость ПЗС. От качества вскрытия продуктивных пластов в значительной степени зависит последующая эксплуатация скважины.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Вскрытие продуктивных пластов бурением на многих месторождениях,

в частности в Западной Сибири, осуществляется с промывкой забоя глинистым раствором плотностью до 1300 кг/м3. При этом создаются гидродинамические репрессии, достигающие 15 МПа. В продуктивные пласты в этих условиях может проникать как фильтрат, так и твердая фаза бурового раствора. На Самотлорском месторождении глубина проникновения фильтрата глинистого раствора намного превышает длину перфорационных каналов, образованных с применением кумулятивных перфораторов, и составляет 6,5-13,5 м [46]. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду через перфорационные каналы достигает

10-15 мм [92].

Под действием проникшего фильтрата бурового раствора фазовая проницаемость ПЗС для нефти снижается в результате повышения водонасыщенности коллектора, набухания глин, а также из-за возможного образования водонефтяных эмульсий, изменения рН среды, смешения химически несовместимых пластовых (погребенных) вод и фильтрата с образованием солевых осадков.

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин можно отнести следующие.

Для добывающих скважин:

проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в

процессе подземного ремонта или жидкости промывки;

проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;

набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

образование водонефтяной эмульсии;

выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

проникновение в ПЗС механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

Для нагнетательных скважин:

набухание глинистых пород при контакте с пресной закачиваемой водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

кольматация ПЗС твердой фазой промывочной жидкости при произ-

водстве в скважине ремонтных или других работ;

повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

Существенным фактором снижения эффективности выработки запасов и конечного коэффициента нефтеотдачи является обводнение добывающих скважин.

Важная роль в обеспечении рациональных темпов отбора при наиболее высоких значениях коэффициентов компонентоотдачи пласта принадлежит методам воздействия на призабойную зону. Разработаны теоретические основы множества различных методов обработки призабойных зон и технологий их проведения, используемых на отечественных и зарубежных нефтяных и газовых месторождениях. Ежегодно на месторождениях России проводится около 10 000 обработок ПЗС. При этом дополнительно добывается несколько миллионов тонн нефти, однако успешность многих методов воздействия на призабойные зоны остается низкой и составляет 40-

60%. Это объясняется тем, что применяемые методы обладают некоторыми или всеми следующими недостатками: невысокая успешность; громоздкость технологий; значительный расход дефицитных и дорогостоящих химических реагентов; недостаточно полно разработанные теоретические основы проектирования процессов; недостаточно обоснованный выбор скважин для осуществления различных методов воздействия и их очередности;

недостаточный учет свойств и строения призабойной зоны конкретной скважины, а также распределения нефтенасыщенности и ее динамики во

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

времени; неизвестность путей обводнения скважины и степени водонасыщенности пластов. Не всегда учитываются и изменения,

происходящие в пласте и ПЗС в процессе разработки залежи. В

нефтепропромысловой практике часто выбирают метод обработки ПЗС исходя из имеющихся возможностей: наличия технических средств и материалов, освоенности метода в данном регионе, его сложности и трудоемкости. Важный недостаток всех методов воздействия на ПЗС – недостаточная их регулируемость, которая особенно важна при разработке многопластовых месторождений, включающих многослойные расчлененные коллекторы. Способы регулирования путем интервального воздействия за|

счет механического разобщения пакерами или изолирующими материалами не получили широкого промышленного применения из-за сложности их осуществления и невысокой эффективности.