ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Самыми крупными месторождениями в России, где применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи: Гремихинское месторождение, принадлежащие "Удмуртнефти" и Усинское месторождение, принадлежащие «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз». На примере последнего можно изучить историю применения тепловых методов.

Тепловой метод воздействия заключался в постоянной закачки пара на площадке, пароциклической обработки и термоциклического воздействия с использованием азотсодержащих соединений и термогелей. Технология пароциклическое обработки подразделяется на этапы:

закачка около 5 тысяч тонн пара в течение до 20 суток с использованием парогенераторов;

пропитки и остывания призабойной зоны скважины до температуры, позволяющей опустить насос;

отработки скважины на нефть с дебитом выше начального, продолжительностью 10-12 месяцев [2].

На данный момент применимость паротепловых обработок сущест-

венно снизиласть из-за малой эффективности при высокой обводненности скважин (85-90%). Доказано, что при обводненности выше 80% эффективность паротепловые обработки значительно снижается (рис. 1.). Это и стало причиной отсутствия повышения нефтеотдачи свыше 22% на Усинском месторождении и окончательного отказа дальнейшего применения данного метода

В настоящее время эффективность паротепловых обработок значительно снизилась из-за высокой базовой обводненности скважин (до 90 %). Учеными доказано, что повышение обводненности выше 80 % значительно снижает эффективность паротепловых обработок (рис. 1.). Именно поэтому, площадная закачка пара на Усинском месторождении не смогла повысить нефтеотдачу выше 22% и была признана неэффективной [1].

Рис. 1. Зависимостьпаронефтяногоотношенияотобводненностискважин

301

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи применялись так же на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», большая часть которых является месторождениями с трудноизвлекаемыми высоковязкими и битумными нефтями. Для применения МУН было выбрано Гремихинское месторождение с вязкостью около 150 мПа·с с закачкой пара и Мишкинское месторождения с вязкостью около 60 мПа·с с закачкой разогретого полимера[2].

В представленном методе применяется равноценно как нагнетаемый пар, так и горячая вода в качестве теплоносителя. Особенности выбора определяются по геологическому строению пласта в ходе разработки месторождения.

Из вышеупомянутого метода нагнетания горячей воды в качестве теплоносителя был использован на месторождении Шонебек на границе Федеративной Республики Германии и Нидерландов. Нефтедобывающий комплекс состоял из нагнетательных скважин в количестве двух штук на расстоянии около 400 метров друг от друга и 7 эксплуатационных скважин. Применение данной технологии позволило повысить дебит на 26%. Далее было задействовано еще 7 таких комплексов, состоящих от двух до пяти нагнетательных скважин. Конечным результатом введения скважин и применяемого метода стало повышение в 3 раза дебита нефти, а так же понижение вязкости добываемой нефти, что сыграло большую роль в снижении финансовой нагрузки района по транспортировки нефти [4].

Опыт мировой разработки месторождений с высоковязкими нефтями показал, что до сих пор нет альтернативного метода столь же эффективного как и термический метод воздействия на пластовую структуру. Главным преимуществом метода является то, что поступившая в пласт энергия от теплоносителя распространяется как на область пласта, так и за его пределы, что значительно повышает подвижность нефти во всем резервуаре. Главным же недостаток можно выделить невозможность долго использования данного метода из-за повышения степени обводненности рассматриваемо пласта.

Список литературы

1.Артеменко, А. Приоритет - за пароцикликой / А. Артеменко, В. Кащацев

//Нефть России.- 2005 г. -№10.-С. 108-111.

2.Ю.Багаев, А.А. Электротехнология: учебное пособие/ Багаев А.А., Багаев А.И., Куликова Л.В. -Барнагул: Изд-во АГАУ, 2006.- 320 с.

3.Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц./ Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну - М.: Недра, 1989. - 422 с: илл. - Пер. изд.: Франция, 1984.

4.Полищук, Ю.М. Высоковязкие нефти: аналитический обзор закономерностей пространственных и временных изменений их свойств/ Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко//Нефтегазовое дело.-2006-№1, том 4.- С. 2734.

302

РАЦИОНАЛЬНЫЙ ВЫБОР БУРОВЫХ УСТАНОВОК С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Бранд А.Э.1, Безродный Ю.Г.2, 1Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень;

2ООО «ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград

Перед нефтегазовым комплексом Российской Федерации стоит множество основных задач, одной из которых является повышение эффективности строительства скважин. Связано это с тем, что технические средства, а именно буровые установки, нерационально применяются. Огромное значение имеет выбор комплекса, состоящего из наиболее эффективных буровых установок с высокой степенью функциональной насыщенности с низким капиталовложением. В связи с этим имеет роль быть взаимосвязь между строительством нефтяных скважин и затратами на их строительство, учитывая разные типы буровых установок.

В связи с тем, что за последние несколько десятков лет ежегодные затраты на добычу различных видов нефтей увеличились с 12 до 150 млрд долл., потребность внедрять более совершенные и эффективные технологии все более актуальней [1].

Конечная себестоимость обустройства месторождения (включая строительство скважин) будет зависеть от многих факторов: глубина залегания, литология пласта, наличие и толщина горных пород, необходимость введения инфраструктуры вблизи строительства. К примеру стоимость строительства скважин в Волгоградской области, где глубина скважин около 5000 м. остсавляет порядка 600-700 млн. рублей. Большая часть затрат приходиться именно на долю строительства, а точнее на бурение и крепления.

Наилучшим способом уменьшения затрат является соответствие используемой буровой установки с условиями строительства (особенности скважин)

Указанный подход формирования структуры БУ основан на использовании оценки ее конструктивной и технологической сложности. Расчетная модель подробно рассмотрена и опубликована в ведущих научных российских и международных изданиях [2-3] и др.

Подход к созданию модели конструктивно-технологической сложности скважины включает в себя следующие положения:

1.Установление единых норм времени на все проходящие работы (бурение всех видов скважин) [4].

2.Формирование конструкции скважин формируется в соответствии с геологическими, технологическими и экономическими критериями.

303

Конструктивно-технологическая сложность скважины может быть представлена в виде произведения конструктивной и технологической сложности:

где – конструктивная сложность, представляет собой количество интервалов бурения под обсадные и потайные колонны; – технологическая сложность, выражена через произведение коэффициентов: – коэффициент технологической сложности, учитывающий взаимосвязь между временем механического бурения скважины и ее глубиной; – коэффициент, учитывающий влияние на время механического бурения скважины количества литологических типов горных пород, встречающихся в геологическом разрезе скважины; – коэффициент технологической сложности, учитывающий изменение времени бурения скважины от количества участков профиля с неизменной интенсивностью искривления.

Методика определения технологической сложности скважины, выражаемой коэффициентами , заключается в сравнении затрат времени механического бурения оцениваемой скважины с базовой скважиной

– «скважиной-представителем» Исходные данные для определения технологического коэффициента

на примере месторождений Нижневолжского региона представлены в табл. 1.

Таблица 1

Определение коэффициента через нормы времени:

По данным табл. 1, удельноевремя механического бурениясоставляет:

1,64 час, соответствующую интервалу 2200-3100 м, определяем зависимость коэффициента от глубины скважины:

Приведенная методика выбора буровой установки, учитывающая горно-геологические условия, основывается на сравнении удельных приведенных затрат. Конструктивно-технологическая модель сложности скважин позволяет повысить эффективность процесса, оптимизировать его в соответствии с минимизацией затрат.

Список литературы

1.Арутюнов В.С. Мировая нефтедобыча. Цены будут расти, производство падать // Промышленные ведомости. – 2006. – № 1-2. – С. 3.

2.Шмелев В.А. Разработка математической модели конструктивнотехнологической сложности вертикальной нефтяной скважины / В.А. Шмелев, Ю.П. Сердобинцев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2010.

–№ 2. – С. 3-8.

3.Шмелев В.А. Информационная поддержка обеспечения эффективности строительства нефтяных скважин. Часть 1. Разработка математической модели конструктивнотехнологической сложности направленной скважины / В.А. Шмелев, Ю.П. Сердобинцев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 1. – С. 4-9.

4.Единые нормы времени на бурение скважин. – В 2-х ч. – М. :

ВНИИОЭНГ, 2000. – 599 с.

МЕРЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОДДЕРЖКИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Миннигулова Е.М., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Значительное количество разрабатываемых месторождений в мире находятся на поздней стадии разработки, а их остаточные запасы характеризуются как трудноизвлекаемые. Для добычи трудноизвлекаемых запасов необходимо применение инновационных технологий, а так же создание

305

благоприятных условий, направленных на стимулирование недропользователей, а так же для привлечения инвестиций.

Мировой нефтегазовый комплекс характеризуется переходом многих месторождений на четвертую стадию разработки – завершающую, а так же сокращением мировых запасов легких нефтей. Истощение ресурсной базы характеризуется ухудшением структуры запасов, увеличением обводненности месторождений, уменьшением КИН (коэффициента извлечения нефти). Одним из главных факторов поддержания добычи нефти в средне- и долгосрочном периоде является активное вовлечение в освоение трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), доля которых составляет около 55% от общих запасов российской нефти. Трудноизвлекаемые запасы представляют собой тяжелые и высоковязкие нефти, а так же запасы, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах и подгазовых залежах [9].

Во многих промышленно развитых странах, таких как США, Россия, Канада, Китай и др., ТРИЗ выступают в качестве основной базы развития нефтедобычи в перспективе. По прогнозам международного энергетического агентства (IEA) к 2040 году ежесуточная добыча трудноизвлекаемых запасов нефти будет иметь положительную динамику (рис. 1.).

Рис. 1. Прогноз суточной добычи ТРИЗ

Ключевыми направлениями разработки, поддержания и роста добычи ТРИЗ являются:

-проведение геофизических и геологических исследований;

-адаптация существующих технологий методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

-адаптация существующих технологий ГРП;

-горизонтальное бурение и многозабойное закачивание скважин;

-использование потенциала новых технологий.

На ранних стадиях разработки используются естественные методы добычи углеводородов; на втором этапе реализуются методы ППД путем

306

закачки воды; на поздних стадиях разработки применяют третичные методы МУН (табл.1.).

Третичные методы увеличение нефтеотдачи широко применяются при разработке месторождений США, Канады, Венесуэллы и дру.стран. В США, за счет применения газовых и термических методов, средний проектный КИН, при худшей структуре запасов, составляет примерно 41%. В Канаде наиболее популярными методами добычи ТРИЗ являются карьерный способ и термичесике методы (наиболее перспективной считается технология SAGD). В Венесуэлле используют технологии многозабойных горизонтальных скважин, а так же термические методы с применением технологий SAGD, CSS.

Таблица 1

Классификация третичных методов увеличения нефтеотдачи

Наиболее эффективно третичные МУН используются крупнейшими нефтегазовыми компаниями (ExxonMobil, Royal Dutch Shell), которые имеют возможность инвестировать значительные средства в научноисследовательские работы [8].

Кроме инвестиций в технологии и разработки, важной составляющей развития применения МУН и увеличения добычи ТРИЗ является оптимизация налогообложения. Основным механизмом для развития добывающей отрасли является создание и применение экономических стимулов, в частности – применение дифференцированных и нулевых налоговых ставок. Фискальная политика российского государства направлена, прежде всего, в предоставлении льгот по НДПИ и экспортной пошлине для новых проек-

тов (табл. 2) [3,8].

Система налогообложения добывающих предприятий зарубежных стран основана на применении платежа за пользованиями недрами - роялти

идополнительным налогообложением (дополнительный налог на прибыль

исверхприбыль) [1]. Роялти включает фиксированную процентную ставку

307

и дифференцированную плавающую (предусматривает льготы временного, полного или частичного освобождения от налогов). На установление процентной ставки роялти влияют такие факторы, как: количество добытой нефти, глубина залегания пласта, срок эксплуатации месторождения, географическое положение, категория запасов, применение инновационных технологий для повышения нефтеотдачи.

Пониженная или нулевая процентная ставка применяются в целях:

-ввода скважин из бездействующего фонда;

--получения дополнительной добычи за счет применения МУН;

-продления жизни месторождений;

-эксплуатации малодебитных скважин;

-добычи трудноизвлекаемых запасов;

-привлечения инвестиций.

Таким образом, предоставление различных налоговых льгот помогает стимулировать деятельность добывающих компаний, а разработка и внедрение эффективных МУН является стратегической задачей для всех нефтедобывающих стран.

Список литературы

1.Баландина А.С. Подходы к дифференциации налогообложения нефтегазового сектора экономики // Вестник Томского государственного университета,

экономика - №3(19) – 2012 - С.44-47.

2.Выгон Г.В. Экономическое стимулирование рационального недропользования // Нефтегазовая вертикаль. - №5. - 2011 - С.8-12

308

3.Выгон Г.В. Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) в

России [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://energy.skolkovo.ru/upload/iblock/ c0f/Vygon-OPEC_20140916_RU.pdf (дата обращения 05.11.2014).

4.Заступов А.В. Налоговое стимулирование нефтедобычи в осложненных условиях // Вестник Самарского государственного экономического университета -

№4(90) – 2012 – С. 26-29.

5.Основные факты 2013 ОАО «Лукойл»

6.Основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025 года ОАО «Лукойл»

7.Понкратов В.В. Налоговый маневр в нефтяной отрасли России // Народное хозяйство, - 2014 – С. 58-61

8.Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России:

важно не упустить время // «Ernst and Young», 2013

9.Прищепа О. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и возможности освоения // Нефтегазовая вертикаль. - №5. -2011 - С.24-29.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА И КАМНЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРИРОДНОГО ЦЕОЛИТА, ШЛАМА СИНТЕТИЧЕСКОГО ЦЕОЛИТА И ЦЕОЛИТОВОЙ ДОБАВКИ

Кузнецов В.Г., Речапов Д.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В настоящее время при разработке многокомпонентных тампонажных систем для скважин месторождений Западной Сибири, применяются различные по назначению добавки, которые должны обеспечивать как минимум безусадочность и понижение плотности.

Нами проведен анализ эффективности применения цеолитовых добавок. Для сравнительного анализа были выбраны тампонажные композиции с использованием природного цеолита, шламом синтетического цеолита и предложенный нами состав с использованием синтетического цеолита.

Результаты сравнения физико-механических показателей тампонажного состава приведены в табл. 1. Как видно из таблицы, недостатками данного тампонажного раствора ЦНУБ являются недостаточная седиментационная устойчивость облегчённого тампонажного раствора и прочность облегченного тампонажного камня при низких положительных и нормальных температурах. Указанные недостатки приводят к появлению водяных поясов и плохому сцеплению тампонажного камня с обсадной колонной и породой, что значительно приводят значительному снижению качества крепления обсадных колонн. Недостатками тампонажного состава [2], содержащий цеолитовый шлам являются малоподвижность тампонажного раствора и низкие прочностные показатели тампонажного камня. Причи-

309

ной таких значительных недостатков обуславливается тем, что шлам является отходом при производстве синтетического цеолита.

Нами предложенный состав содержит синтетический цеолит (ЦД). В качестве основного вяжущего использовался портландцемент ПЦТ 1-50. Предложенный нами облегченный тампонажный состав обладает высокой седиментационной устойчивостью и большими значениями прочности облегченного тампонажного камня, в сравнении ранее изложенными добавками. Результаты физико-механических показателей описаны в табл. 1.

Таблица 1

Сравнительный анализ тампонажного раствора при температурах 20±2 оС и 10±2 оС

Таким образом, на основании проведенного сравнительного анализа нами рекомендуется тампонажная композиция (ЦД) имеющая более высо-

310