ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

ных растворов нормальной и пониженной плотности оказывает и другая разновидность магнезитового порошка - ПМК-О.

Учитывая наличие замедляющего эффекта при добавке ПМК МК и ПМК-О в ОТР на растворе NaCL (при t = +240С схватывается более 12 часов, а при t=+50С более 18 часов) в сочетании с возможностью последующего быстрого набора прочности камня, в лаборатории была изучена возможность целенаправленного использования данных облегченных растворов как систем, компенсирующих температурную деформацию обсадной колонны. Результаты выполненных исследований приведены в табл. 2.

Таблица 2

Физико-механические свойства облегченного цементного камня

В процессе проведенных исследований использованием рецептур ОТР С ПМК МК и ПМК-О было выявлено, что график уровня загеливания отличается от аналогичных графиков при исследовании рецептур ОЦР на основе раствора NaCL и технической воде.

161

В данном случае уровень загеливания снижается в течение около 8 ч, а затем резко возрастает, по графику СНС можно сделать вывод, что потеря подвижности ОЦР при t=+240С происходит не ранее 10,5 ч.

Прочность цементного камня и сила его сцепления с металлом при твердении при t=+50С обеспечивает надежную несущую способность.

На основании выполненных лабораторных испытаний была рекомендована и испытана при цементировании эксплуатационных колонн в скважинах 16201 и 16212 Песцового месторождения рецептура облегченного тампонажного раствора с увеличенными сроками структурообразования. Результаты оценки качества цементирования колонн по данным АКЦ приведены на рис. 1 и 2.

Рис. 1 (слева). Заключение о качестве цементирования обсадной колонны скважина № 16201 Песцовое месторождение

Состав раствора: 78% ПЦТ1-G-СС-1 + 17% МС + 5% ПМК-О + +NaCL (ρ=1030 кг/м3) в/ц = 0,65

Рис. 2 (справа). Заключение о качестве цементирования обсадной колонны скважина № 16212 Песцовое месторождение

Состав раствора: 78% ПЦТ1-G-СС-1 + 17% МС + 5% ПМК-О + NaCL (ρ=1030 кг/м3) в/ц = 0,65

162

Согласно полученным данным сцепление тампонажного камня из облегченного раствора в скв. 16212 характеризуется как «жесткое» с «частичным», причем «жесткое» сцепление отмечается в межколонном пространстве в интервале залегания многолетнемерзлых пород. Таким образом это подтверждает вывод о том, что ОТР с ПМК-О, благодаря замедленному стуктурообразованию, позволяет компенсировать температурную деформацию обсадной колонны при ее охлаждении в период ОЗЦ по всему стволу скважины.

Аналогичные результаты были получены при креплении эксплуатационной колонны в скв. 2152 Заполярного месторождения, где в ОТР была введена добавка ПМК МК (рис. 3), а «жесткое» сцепление цементного камня с колонной отмечается почти по всему стволу скважины.

На основании полученных положительных результатов разработанные облегченные тампонажные растворы, компенсирующие деформативные изменения эксплуатационной колонны при охлаждении в период ОЗЦ, рекомендованы для промыслового применения при цементировании колонн в сеноманских скважинах и цементировании кондукторов в зоне ММП.

Рис. 3. Заключение о качестве цементирования обсадной колонны скважина № 2152 Заполярное месторождение

Состав раствора: 78% ПЦТ1-G-СС-1 + 17% МС + 5% ПМК-МК + NaCL (ρ=1030 кг/м3) в/ц = 0,65

163

Выводы

Выполненные исследования позволили установить, что качество цементирования эксплуатационных колонн в сеноманских скважинах характеризуется наихудшими показателями (Ккач 0,3) в интервале межтрубного пространства 0 – 550 м. Как правило процесс твердения раствора и формирования контакта происходит на стадии интенсивного охлаждения колонны и соответственно возникновения деформаций сжатия колонны в линейном и радиальном направлении в процессе твердения тампонажного камня.

Влияние температурной деформации эксплуатационной колонны является негативным фактором в получении герметичного кольцевого пространства.

Установлено, что для получения прочного контакта цементного камня облегченных тампонажных растворов с эксплуатационной колонной и кондуктором в интервале межтрубного пространства (в интервале ММП) эффективным может быть применение облегченных систем с увеличенным периодом начала структурообразования, но последующим быстрым твердением и набором прочности камня не менее 2,0 МПа (при сжатии) к моменту окончания ОЗЦ. Промысловые испытания предложенных ОТР с увеличенными сроками структурообразования при цементировании эксплуатационных колонн сеноманских скважин показали положительные результаты и позволили обеспечить более высокое качество сцепления камня с колоннами в интервале ММП. Данные составы могут быть рекомендованы для промышленного применения.

Работы в данном направлении следует продолжать с целью оптимизации составов тампонажных растворов, обеспечивающих компенсацию температурной деформации обсадной колонны в период ОЗЦ.

Для условий цементирования колонн в условиях многолетних мерзлых пород перспективным, в плане дальнейшего совершенствования рецептур с увеличенными сроками структурообразования, является повышение интенсивности набора прочности камня в период твердения от 24 до 48 часов с приданием ему свойств расширения для усиления прочности контакта и обеспечения сохранения герметичности кольцевого пространства в процессе эксплуатации скважины.

Список литературы

1.Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин, М. «Недра», 1976, 199 с. 9. Кривобородов Ю.Р., Спицин В.В., Клюсов В.А. Тампонажные цементы для низкотемпературных скважин /РХТУ им. Д.И. Менделеева.-М., 2002.-125 с.

2.Горский А.Т. Требования к свойствам тампонажного раствора – камня для крепления разведочных скважин на нефть и газ в условиях многолетнемерзлых пород Западной Сибири. – Тюмень, ЗапСибБурНИПИ, 1981 – 16 с.

164

3.Кривобородов Ю.Р., Спицин В.В., Клюсов В.А. Тампонажные цементы для низкотемпературных скважин /РХТУ им. Д.И. Менделеева.-М., 2002.-125 с.

4.Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных

игазовых скважин. Под общей редакцией Рябоконя С.А. Составители: Атрафьян М.О., Новохатский Д.Ф., Лебедев О.А. и др. – Краснодар: Изд-во «Просвещение – Юг», 2003.

– 368 с.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕДОБЫЧИ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙХМАО-ЮГРЫСПОЗИЦИИИХСТАДИЙНОСТИ

Саранча А.В., Митрофанов Д.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет,

г. Тюмень

Добыча нефти в ХМАО началась в 1964 году. На начало 2014 года на территории округа открыто более 465 месторождений углеводородного сырья, из которых более 250 находятся в разработке.

ХМАО вносит значительный вклад в Российскую нефтедобычу, по округу добывается 53 % российской и 7 % мировой добычи нефти, надо отметить, что это больше чем добывает любая страна Мира за исключением Саудовской Аравии и США [9]. Стоит отметить, что данный регион обеспечивает более половины годовой добычи нефти в стране уже порядка трех десятилетий. В 2012 году из недр округа была добыта 10 млрд.тонна нефти, в мировой накопленной добычи – это составляет порядка 5 %, надо отметить, что это значимое событие не только в масштабе ЗападнойСибири или России, но и в целом всей нефтяной отрасли мира.

Таким образом накопленная добыча нефти составила 10 млрд.тонн, для чего потребовалось пробурить 370 млн.метров горных пород, построить и ввести 158 тыс. скважин, извлечь из недр 41 млрд.тонн жидкости и закачать 49 млрд.м.куб. воды [9]. Средний текущий КИН по разрабатываемым месторождениям составляет 0,22 д.ед. Выработка запасов АВС1+С2 составляет 48 %, то есть в недрах еще остается немного больше того, что уже добыто, это около 11 млрд.тонн. Также важным необходимо отметить, что кратность остаточных извлекаемых запасов (АВС1+С2) при текущих темпах отбора составляет всего 43 года, но с учетом снижения добычи в будущем, лет на сто конечно еще хватит, однако сможет ли это удовлетворять растущие потребности человечества.

Обратимся к динамике добычи нефти по округу (рис. 1). С 1999 по 2008 год добыча нефти растет, но с 2004 года, этот рост начинает замедляется, что видно на нижнем графике рис. 1 прироста добычи нефти. В 2009 году прирост добычи уходит в отрицательную область, начав тем самым 5 летнее снижение. Падение добычи нефти с 2009 по 2012 год замедлялось с 7 млн.т. (2009 г.) до 2,6 млн.т (2012 г.), но 2013 году падение усилилось до 4,8 млн.т., что конечно же вызывает большую озабоченность о перспективах добычи нефти в округе.

165

Необходимо отметить еще один тревожный момент – это обводненность добываемой продукции, которая в 2013 году, в среднем составила 89,2 % при выработке разрабатываемых запасов всего на 60 %.

Рис. 1. Динамика и прирост добычи нефти в ХМАО

На тему анализа текущего состояния разработки месторождений ХМАО-Югры опубликовано достаточно много статей и публикаций [5,6,7], все они содержат достаточно материала позволяющего оценить текущее состояние и проблемы разработки. Авторы данной работы, хотели бы представить текущее состояние с позиции стадийности разработки месторождений.

Распределяя текущие извлекаемые запасы (ТИЗ) нефти категории С1 всех месторождений Югры по стадиям (рис. 2), можем увидеть, что на месторождения находящихся на первой стадии приходится 15,9 % запасов, на второй 24,5%, на третьей 20,7 % и на четвертой больше всего 36,6 %. По степени выработки месторождения первой стадии отобрали 19,5 % утвержденных извлекаемых запасов, второй - 23,4 %, третьей 53,4 % и четвер-

той 73,7 %.

Отдельно стоит отметить группу неразрабатываемых месторождений с подготовленными запасами промышленной категории С1, доля которых в общем объеме невелика и составляет 2,3 %. Это подтверждает выводы, что не стоит делать ставки на ввод новых месторождений в разработку для удовлетворения растущих потребностей мировой экономики в нефти, а со-

166

средоточится на рациональной разработке действующих месторождений, максимально используя потенциал новых технологий.

На группу месторождений находящихся на 3-й стадии, приходится 25 % годовой добычи 2010 года (рис. 3) и хотя это не максимальный показатель, который принадлежит месторождениям 4-й стадии (35 %), но представляющий наибольшую озабоченность, так как месторождения данной группы наиболее интенсивно снижаются в добыче на 10 – 20 % в год. Если месторождения 1-стадии, на которые приходится 15,9 % ТИЗ и 18 % годовой добычи не компенсируют снижение добычи месторождений 3-й стадии, то годовая добыча нефти в ХМАО продолжит свое дальнейшее снижение начавшиеся в 2008 году. Этот сценарий, также наиболее вероятен потому, что 24,5 % ТИЗ и 22 % годовой добычи 2013 года приходится на месторождения 2-й стадии, которые уже на подходе к вступлению в третью, так как практика разработки месторождений ХМАО показывает, что длительность 2-й стадии обычно составляет не более 2-3 лет, после чего начинается интенсивное снижение добычи. Таким образом, дальнейшее снижение годовой добычи нефти по месторождениям ХМАО с позиции стадийности разработки, неизбежно, вопрос заключается только в том, каким оно будет.

Рис. 2. Распределение текущих извлекаемых запасов нефти месторождений находящихся на разной стадии разработки

Переходя к месторождениям находящимся на 4-й стадии разработки, видим, что на данную группу приходится наибольшее количество остаточных запасов и при этом они выработаны только на 73,7 %.

Необходимо напомнить, что четвертая стадия разработки реализуется в условиях высокой обводненности продукции (более 80%) и низком уровне темпов добычи нефти (менее 2 % от НИЗ). С позиции разработки данная стадия является наиболее трудным и продолжительным периодом,

167

в течение которого, особенно остро проявляются ошибки запроектированных систем разработки, а также происходит естественное старение и износ скважин и нефтепромысловых сооружений. Но на этом проблемы более чем 80 месторождений Югры находящихся на поздней стадии разработки не заканчиваются. Серьезной головной болью недрапользователей является доизвлечение остаточных утвержденных запасов, которые без массированного внедрения геолого-технических мероприятий (ГТМ), т.е. значительных финансовых вложений, так и останутся в недрах ХМАО.

Рис. 3. Распределение годовой добычи нефти в 2010 году по месторождениям находящимся на различной стадии разработки

Для оценки достижения запроектированнойнефтеотдачи месторождений четвертой стадии разработки, были использованы характеристики вытеснения, которые успешно зарекомендовали себя в нефтяной промышленности как экстраполяционные промыслово-статистические методы. Также эти методы широко используются в процессе геолого-промыслового анализа и рекомендованы отраслевыми руководящими документами (РД) в силу их оперативности и простоты.

Проведенная оценка показала, что по месторождениям четвертой стадии, объем запасов вовлеченных в разработку при существующих системах разработки и реализуемых технологиях составляет - 76 %, а остальные 24 % остаточных запасов промышленной категории С1не вовлечены в разработку, и это по месторождениям где проектный фонд скважин практически полностью реализован. Также необходимо отметить, что более половины (53 %) не дренируемых запасов более чем 80 месторождений, приходится всего на пять из них – это уникальные и крупные месторожденияТалинская площадь Красноленинского, Федоровское, Ватинское, Юж- но-Сургутское и Мамонтовское.

Необходимо отметить, что запасы нефти месторождений 4-й стадии разработки, как дренируемые так и в особенности не дренируемые, являются не просто трудноизвлекаемые, а «супертрудноизвлекаемые» [1]. Их

168

добыча осложнена предшествующими технологическими процессами, а сами они представляют собой:

невыработанные запасы из-за низкой вытесняющей способности закачиваемого рабочего агента или в результате снижения подвижности нефти;

остаточные запасы в зонах не затронутые процессом заводнения;

запасы в межскважинных участках разрабатываемого объекта, не вовлеченные в процесс фильтрации вследствие недостаточной плотности и неравномерности сетки скважин;

запасы периферийных неразбуренных частей водонефтяных зон объекта с небольшой нефтенасыщенной толщиной;

запасы пропластков с пониженной проницаемостью, отставание выработки которых обусловленоразноскоростной фильтрацией и опережающим обводнением наиболее высокопроницаемых слоев;

запасы низкопроницаемых кровельных и подошвенных частей разрабатываемого объекта;

остаточные запасы, обусловленные другими геологическими и

технологическими причинами.

Для вовлечения в разработку перечисленных выше недренируемых запасов, а также увеличения охвата залежей процессами вытеснения и повышения эффективности этих процессов, недропользователи должны сосредоточить свое внимание на таких мероприятиях как, бурение дополнительных нагнетательных и добывающих скважин, изоляция промытых интервалов, бурение скважин сложной архитектуры, применение специальных технологий ГРП с учетом геологических условий, применение гидродинамических, физико-химических, физических, водогазовых, газовых и термогазовых методов увеличениянефтеотдачи, разукрупнение существующих объектов разработки, организацию отдельной системы воздействия по более плотной сетке скважин для трудноизвлекаемых запасов, а также продолжение поиска и разработки принципиально новых технологий применительно к конкретной структуре остаточных запасов.

Стоит также понимать,что применение недрапользователями широкомасштабных мероприятий для увеличения нефтеотдачи, невозможно без государственной поддержки в виде налоговых послаблений на нефть, добыча которой требует значительных финансовых и материальных затрат.Например, в статье [7] предлагается ввести обнуление НДПИ на нефть, добываемую из скважин, работающих с дебитом по нефти менее 5 тонн в сутки или обводненностью более 95 %.Ответственность за сложившиеся положение дел,лежит не только на плечах недрапользователей, но государство как собственник недр, должно оперативно отслеживать текущую ситуацию и реагировать, например, путем стимулирования за рациональное использование запасов или применения экономических санкций за грубые нарушения проектных решений.

169

ВЫВОДЫ

1.Снижение годовой добычи в ХМАО начавшееся в 2008 году, будет продолжаться и далее, потому как в настоящее время 25 % годовой добычи

нефти 2010 года и 20,7 % остаточных запасов промышленной категории С1 сосредоточены на месторождениях, находящихся в фазе интенсивного снижения добычи, и также на подходе к вступлению в третью стадию 17 месторождений, на которые приходится 24,5 % ТИЗ и 22 % годовой добычи.

2.Наибольшее количество утвержденных остаточных извлекаемых

запасов нефти С1 (36,6%) сосредоточено на месторождениях, находящихся на четвертой (завершающей) стадии разработки и при этом они выработаны только на 73,7 %.

3.Оценка показала, что порядка 24 % утвержденных извлекаемых запасов месторождений 4-й стадии разработки не охвачены процессами дренирования и это по месторождениям, где проектный фонд скважин практически полностью реализован.

4.Для исправления сложившейся ситуации, необходимо начать широкомасштабное применение мероприятий по увеличению нефтеотдачи на месторождениях 4-й стадии разработки, что требует значительных финансовых и материальных затрат, но оцениваетсянедрапользователями экономически неэффективнымпри сложившимся налогообложении.

5.Необходимо упорядочить налоговые отчисления на добычу нефти

впервую очередь для месторождений, находящихся на 4-й стадии разработки, с целью стимулирования недрапользователей внедряющих современные методы увеличения нефтеотдачи пластов, что позволит не только сократить снижающиеся темпы добычи, но и даже повысить последние, и как следствие увеличить нефтеотдачу, сократить сроки разработки и тем самым препятствовать снижению годовой добычи в ХМАО.

Список литературы

1.Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в четвертой стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №1. – С.9-11.

2.Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб.для вузов. – М.: Недра, 1998. – 365 с.

3.Гиматудинов Ш.К.Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: учеб.для вузов / Ш.К. Гиматудинов,И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1988. – 302 с.

4.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учеб.для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1998. – 365 с.

5.Толстолыткин И.П. Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти в ХАНТЫ-МАНСИЙСКОМ АВТОНОМНОМ ОКРУГЕ // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – 2008. - №2. – С.15-19.

170