PETROLEUM. Аналитический журнал. Новые проекты, разработка месторождений, добыча, переработка, транспортировка нефти и газа, презентация компаний, статистика по добыче углеводородов, мониторинг инвестиционного законодательств

Геология

Повышение коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей

С.С. БЕЙСЕКОВ, генеральный директор ТОО «KANTAR OiL» (г. Актобе, Казахстан),
Р.Р. КУРБАНОВ, магистр нефтегазового дела, инженер по добыче нефти ТОО «KANTAR OiL» (г. Актобе, Казахстан),
А.М. БАЛГЫНОВА, к.т.н., доцент, заведующая кафедрой «Нефтегазовое дело» АРГУ им. К. Жубанова (г. Актобе, Казахстан).

В статье представлено обоснование возможности увеличения основного параметра разработки месторождений – коэффициента извлечения нефти из продуктивных пластов разрабатываемых и выработанных (законсервированных) месторождений с применением новых достижений техники и технологий.

В настоящий период это целесообразно, так как в разрабатываемых месторождениях заканчивается обычная «лёгкая» нефть на фоне снижения уровня воспроизводства запасов за счёт открытия новых месторождений средних и легких нефтей. За последние годы в нефтедобывающей промышленности наметилась тенденция к увеличению нефтяных ресурсов, представленных в основном трудноизвлекаемыми запасами высоковязких нефтей. Так как объём добычи «лёгкой» нефти повсеместно снижается, и месторождения предстоят перед переходом в так называемые завершающиеся стадии разработки.

Представлен проект «Вторичная разработка выработанных нефтяных месторождений Шубаркудык и Жаксымай», в котором предусмотрено внедрение прогрессивных технологий и новинок во все процессы разработки указанных, ранее не поддававшихся в до- эксплуатацию месторождений, и извлечению из них трудноизвлекаемой остаточной нефти.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Вторичная разработка, добыча остаточной нефти, технология бинарных смесей (БС), разработка водонефтяных зон и водоплавающих залежей нефти системами горизонтальных скважин, режим заданной обводнённости продукции, технология DOUBLE TAIL.

В связи с истощением запасов средних и лёгких нефтей, нефтегазодобывающей отрасли придётся уделять всё большее внимание освоению и вводу в промышленную разработку месторождений тяжёлых, высоковязких трудноизвлекаемых нефтей. Добыча, подготовка и транспортировка таких нефтей часто осложняется и порой невозможна из-за её низкой подвижности по причине высокой вязкости этой нефти.

Поле научной деятельности при вводе в разработку тяжёлых высоковязких нефтей расширяется. В мире лёгкие нефти извлекаются не более 50 %, тяжёлые высоковязкие нефти в пределах от 10 до 30 % в зависимости от характеристики нефти, воды и коллектора [21].

В ближайшем будущем ожидается снижение уровня нефтедобычи в нефтегазоносных районах мира, разрабатывающихся длительное время. И это происходит на фоне снижения уровня воспроизводства запасов за счёт открытия новых месторождений средних и лёгких нефтей.

В связи с этим и с учётом роста энергопотребления необходимо увеличивать коэффициент извлечения нефти (КИН) на разрабатываемых месторождениях и вводить в разработку новые месторождения лёгких и выработанных (законсервированных) залежей тяжёлых нефтей. По оценкам (МЭА) международного энергетического агентства (базовый вариант) мировой спрос на первичные энергоресурсы будет расти в среднем на 1,5 % в год и к 2030 году увеличится почти на 40 % относительно 2007 года, в котором был достигнут исторический максимум потребления топливо-энергетических ресурсов [12]. Сегодня настало время для объединения достижений прошлого и настоящего. Понятно, что эффект от этого более чем удвоится.

Проект «Вторичная разработка выработанных нефтяных месторождений Шубаркудук и Жаксымай» – первый в нефтяной отрасли Республики Казахстан индустриально-инновационный проект, который направлен на извлечение остаточных трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), был сформирован в ТОО «KANTAR OiL» и предложен в нефтяное ведомство в начале 2012 года и по сей день ожидает решения. Соответственно, в нефтяной отрасли не создаются и не испытываются новые прогрессивные разработки для осуществления добычи нефти из ТИЗ, в том числе остаточной нефти из выработанных (законсервированных) месторождений.

К категории остаточных запасов нефти можно отнести запасы нефти после разработки месторождений нефти.

Основными причинами образования остаточной нефти являются [15]:

• Сложность геологического строения, обусловленная макронеоднородностью пластов (линзы, расчленённость, прерывистость пластов);
• Вязкость нефти больше вязкости воды;
• Наличие водонефтяной зоны (ВНЗ);
• Остаточная нефтенасыщенность в обводнённых пластах в виде пленочной или капельной нефти и др.
• Преобладающий вид остаточной нефти во многом определяет выбор методов извлечения её из пластов.
• К трудноизвлекаемым относятся запасы [21]:
• В обводнённых пластах (остаточная нефть);
• В низкопроницаемых коллекторах, а также высоковязкие нефти;
• В глубоко залегающих пластах;
• В подгазовых зонах, водогазовые и залежи с подошвенной водой и высоковязкой нефтью.

И в то же время все вышеперечисленные категории пока чёткого определения трудноизвлекаемым запасам не дают.

Месторождения Шубаркудык и Жаксымай законсервированные. Многие скважины разгерметизированы, на многих приустьевых участках лужи нефти и газ через слой внутрискважинной нефти выходит (просачивается) в атмосферу. Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворённого газа, температуры и давления [2]. С повышением температуры и количества растворённого газа плотность и вязкость нефти уменьшается. Высоковязкие нефти при низких температурах проявляют резко выраженные неньютоновские (вязко-пластичные, вязко-упругие, тиксотропные) свойства (см. рисунок 1, 2), без учёта которых организовать рациональную эксплуатацию скважин, сбор, подготовку и транспорт нефтей невозможно [18].

Рисунок 1 – Зависимость изменения вязкости пластовой нефти Гремихинского месторождения от температуры

Примечание: температура пласта 28 0С; эффективная температура – 50-60 0С,
среднее значение вязкости нефти в пластовых условиях – 150 спз.

Высоковязкие нефти более восприимчивы к снижению вязкости при их подогреве. Повышение температуры в пласте до 120-150 ⁰С способствует снижению вязкости с 1000-1200 мПа·с до 3-4 мПа·с (см. рисунок 2).

Рисунок 2 – Зависимость вязкости нефти от температуры

Нефти месторождений: 1 – Зызба-Глубокий Яр (участок Южно-Карский); 2 – Зызба-Глубокий Яр (участок Зызба); 3 – Павлова Гора; 4 – Каражанбас; 5 – Кенкияк.

По кривым рисунка 3 можно приближенно определить величину давления насыщения, если известен начальный газовый фактор. Так, например, если начальный газовый фактор скважины при плотности нефти 0,86 кг/м³ равен 40 м³/м³, то давление насыщения равно 6,2 МПа.

Рисунок 3 – Кривые насыщения нефти газом

Приведённые на рисунке 3 кривые насыщения служат только для ориентировочных расчётов. Для каждого пласта должны строиться свои кривые насыщения [17].

Нам в Казахстане целесообразно создавать свои собственные технологии для разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами, чем использовать созданные другими на других континентах и пытаться их адаптировать к применению в наших условиях.

Мировая энергетическая ситуация такова, что к 2050 году потребление энергии в мире должно удвоится. В это же время рост производства легкодоступной нефти ели поспевает за спросом уже сегодня. Ожидается, что пик добычи традиционных лёгких нефтей будет достигнут уже через 10-15 лет, а в дальнейшем их добыча будет падать [3]. Вот почему для нефтяной отрасли уже сегодня необходимо всё чаще обращать свой взор на тяжёлые нефти и битумы.

Остаточные запасы нефти месторождений Шубаркудык и Жаксымай из-за разгазирования – выхода газа в атмосферу через негерметичные скважины, на сегодняшнее время, можно сказать, что находятся на стадии превращения их нефти в битум.

В природе существуют жидкие углеводороды: маловязкие (0,4-10 мПа∙с), средневязкие (10-50 мПа∙с), высоковязкие (50-1500 мПа∙с), тяжёлые (более 1500 мПа∙с) нефти и битумы (более (20-25)10³ мПа∙с). Запасы нефти с вязкостью более 50 мПа∙с принято относить к трудноизвлекаемым [4].

В настоящее время среднемировой проектный и фактический КИН для активных запасов 38-45 %, низкопроницаемых коллекторов – 10-35 %, а для высоковязких нефтей – 5-25 % [5].

Коэффициентом извлечения нефти (КИН) называется отношение количества нефти ( ), добытой из залежи или её части с начала разработки в течении времени (t), к балансовым запасам () залежи [18]:

отсюда:

При подсчёте запасов и проектировании систем разработки нефтегазовых месторождений используются в основном 4 метода: аналогии; эмпирико-статистический; эмпирико-аналитический и детерминированный. Ни одним из них объективно обосновать КИН невозможно.

Повышение рациональности разработки месторождений с ТИЗ, в первую очередь, связано с созданием эффективных технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти и внедрением передовых, в том числе собственных технологий с учётом условий в выработанных (законсервированных) месторождениях нефти.

Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти можно разделить на вторичные, гидродинамические, третичные и четвертичные (по Р.Х. Муслимову) (см. таблицу 1) [18].

Таблица 1 – Классификация современных методов разработки залежей нефти

Рисунок 4 – Обзорная карта месторождений Шубаркудык и Жаксымай (Казахстан, Актюбинская область, Темирский район)

Месторождение Шубаркудык, открытое в 1931 г., расположено в Темирском районе Актюбинской области. Приурочено оно к солянокупольной структуре. Залежь имеет сложную форму из-за зонального распределения коллекторов. Начальные (1931г.) дебиты нефти 6,6 м³ в сутки, плотность ее 910 кг/м³, содержание серы 0,6 %, парафина 1,5 % с температурой плавления 55 ⁰С, смол и асфальтенов 53,1 %. Вязкость кинематическая 64,6 сСт [19]. Пластовая вода сульфатно-натриевого типа, плотностью 1061 кг/м³, с незначительным количеством йода, брома. С 1973 г. по причине полной выработанности извлекаемых запасов на тот период, после 42 лет разработки, месторождение введено в консервацию.

Месторождение Жаксымай, открытое в 1933 г., приурочено к трёхкрылой солянокупольной структуре. Продуктивные отложения нерасчленённого пермотриаса и нижней юры представлены терригенными породами. Глубины залежей 330-380 м, ловушки относятся к тектоническим экранированным. Дебиты не превышали 5,9 м³/сут, плотность нефти – 849-904 кг/м³. Содержание серы – 0,29-0,4 %, парафина – 0,17-0,84 %, смол и асфальтенов – 12-20 %. Кинематическая вязкость – 14,5 сСт при 20 ⁰С [19]. Гидрокарбонатно-натриевая вода в нижней юре плотностью 1036 кг/м³, хлоркальциевая в триасе плотностью 1086 кг/м³. После 42 лет разработки обводнённость превысила 85 % (87 %) и с 1975 г. по причине полной выработанности извлекаемых запасов месторождение в консервации.

Несомненно, при вводе в разработку указанных месторождений имеет место риск. Но не исключены наличия зон не охваченных разработкой – остаётся некоторое количество нефти. В период нахождения в консервации в коллекторах месторождений могут происходить процессы сегрегации и гравитационного разделения. Поэтому остаточная нефть может всплывать в кровлю пласта и сформировать вторичные залежи нефти.

Кроме того, в силу причин объективного или субъективного характера произошла ошибка, в результате которой продуктивность пластов занижена. Например, 75 лет назад качество бурения было ниже, чем в настоящее время, соответственно, призабойная зона скважин сильно засорена, что кратно снижает коэффициент продуктивности скважин по нефти. При этом можно применить глубокую перфорацию с реальной глубиной каналов более 0,5 м или гидравлический разрыв пласта. Такие решения позволят преодолеть как малую, так и большую по протяжённости засорённую призабойную зону пласта [16].

Чтобы создавать эффективные технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти необходимо творчески действовать и в первую очередь внедрять свои инновации на выработанных нефтяных месторождениях Шубаркудык и Жаксымай – пока же эти месторождения Шубаркудык и Жаксымай, из-за задержек с оформлением недропользования для первого и единственного заявителя проекта ТОО «KANTAR OiL» и из-за самопроизвольного выхода из устьев заброшенных скважин лёгкие фракции нефти и газа, потенциально могут создать «техногенную» аварийную обстановку расположенным вблизи одноименным с названными месторождениями населённым пунктам.

Рынок углеводородного сырья подразумевает форсированный отбор флюида. Впоследствии неконтролируемых отборов и не учёта фильтрационно-ёмкостной системы преждевременно формируются трудноизвлекаемые запасы углеводородов и не достигаются высокие коэффициенты извлечения нефти из продуктивных пластов разрабатываемых месторождений.

Соответственно, качество остаточных запасов ухудшаются по причине более активной разработки именно хороших активных запасов. Активные запасы могут быть выработаны на 50 % и до 75 %, а трудноизвлекаемые запасы могут быть выработаны только на 20 % и в максимуме до 35 % [10].

Результаты исследования учёных [1] показали о целесообразности разработки водонефтяных зон и водоплавающих залежей нефти системами горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины отличаются явным достоинством по сравнению с вертикальными скважинами, как по дебитам нефти, так и по накопленным объёмам извлекаемой нефти. Так если в случае вертикальных скважин текущие величины КИН составляют 5,5-8,0 %, то при использовании горизонтальных скважин КИН находиться в пределах 28-33 %, то есть различаются кратно. Приводимые диапазоны цифр зависят от размеров скважино-ячеек. С увеличением размеров скважино-ячеек повышаются такие показатели разработки, как начальные дебиты скважины по нефти, накопленные объёмы добытой нефти и соответственно – значения КИН. Отмечено, что размеры ячеек, аппроксимирующие горизонтальным стволом в направлении оси Х, не имеют такого принципиального значения, так как не они формируют пикообразную депрессионную воронку.

Физическое объяснение данных результатов заключается в следующем. В случае использования вертикальных скважин, когда размер скважино-ячеек составляет 1х1 м, дебит скважины размазывается по площади 1х1 м. При размерах скважино-ячеек 50х50 м дебит рассредоточивается по значительно большей площади [1]. В результате депрессионная воронка вблизи скважино-ячейки не столь велика, поэтому кинетика конусообразования менее динамична со всеми вытекающими отсюда последствиями. При необходимости замены скважин, из-за их непригодности, новые скважины на месторождениях Шубаркудык и Жаксымай будут горизонтальными, бурение, капитальный ремонт и освоение скважин – на депрессии с использованием пенных систем.

В своих исследованиях учёные [1] также предложили новый режим эксплуатации скважин – режим заданной обводнённости продукции. При условии неизменности пластового давления поддержание заданной обводнённости продукции скважин достигается за счёт снижения депрессии на пласт. Новый технологический режим конкретной заданной обводнённости характеризуется вполне определёнными текущими и конечными количественными показателями, что облегчает проведение последующих технико-экономических расчётов (ТЭР) и выбор наилучшего варианта разработки водонефтяных зон или залежей нефти с подошвенной водой, а также проектирование системы обустройства промысла.

По данным промысловых исследований [1] вертикальный ствол за 10 лет эксплуатации элемента водонефтяной залежи доводят КИН до 3 %, подключение горизонтального ствола с 11 года позволит достичь КИН в 23 %.

Бурение новых скважин следует производить по данным разведочного комплекса работ, позволяющего выявлять на основе сейсмоакустических исследований места скопления нефти и целиков остаточной нефти с использованием метода эмиссионной сейсмоакустической томографии одновременно наземными и скважинными средствами наблюдения в режиме пассивной сейсмики, путём выделения в эмиссионной составляющей сейсмоакустического фона волновых динамических 3D-образов флюидодинамических процессов в продуктивных пластах (разработка института проблем нефти и газа РАН) [7, 22].

Необходимо отметить, что в некоторых залежах вязкой нефти использование горизонтальных скважин затрудняют слабосцементированные породы продуктивных коллекторов. При эксплуатации скважин со слабосцементированными породами вместе с нефтью извлекается песок, который выводит из строя трубы и оборудование, образуя в них пробки и абразивные нарушения. Соответственно, с увеличением выноса песка КИН снижается до минимума.

Песок способствует повышению устойчивости нефтяной эмульсии, что затрудняет отделение воды от нефти в установках подготовки.

Интенсивный отбор из пескопроявляющих скважин нецелесообразен. Режим извлечения жидкости из пескопроявляющих скважин в зависимости от конкретных условий и имеющихся возможностей при данных размера труб и штанг определяется по формуле [6]:

Q_min = F ∙ ω₀/k,

где Q_min – минимальный дебит, который обеспечивает удовлетворительный режим выноса песка; k – параметр берётся из таблицы по расходной концентрации песка σ, %;

ω₀ – скорость свободного осаждения песка, определяется по формуле Стокса:

где ρ₂, ρ₁ – соответственно плотности зёрен песка и жидкости; d – диаметр зёрен песка; ν – кинематическая вязкость жидкости; F – просвет трубы, занятый жидкостью с песком.

Если практический дебит равен Q_min – задача определения режима считается решённой.

В последнее время в призабойной зоне скважин рыхлых слабосцементированных пород-коллекторов создают искусственные фильтры из высокопроницаемого тампонажного камня с применением портландцемента, наполнителя с открытой пористостью, предварительно наполненной пластовой водой или лёгкой нефтью [6]. Фильтр призабойной зоны – тампонажный камень, с проницаемостью обеспечивающий получение дебита нефти с минимальным содержанием песка.

Свойства коллекторов и флюидов обуславливают систему разработки, дебиты скважин, полноту извлечения нефти из недр, процессы сбора и другие. На технику добычи нефти существенно влияют поступления песка из пласта в ствол скважин, выпадение из нефти и осаждение парафина, отложения минеральных солей, корродирующие свойства флюидов и другие.

Проницаемость в комплексе с толщиной пласта и вязкостью нефти определяют дебит скважины [8].

Скважины залежей вязкой нефти не могут быть сверхвысокодебитными, они всегда низкодебитные. Предельное различие нефтяных пластов по продуктивности (гипервысокой продуктивности от гипернизкой продуктивности) примерно в 10000 раз [16].

Необходимо отметить, и в вязких нефтях в пластовых условиях растворены метан, этан и другие углеводородные газы, их газовый фактор в пределах 10 м³/тн. В многих разгерметизированных скважинах месторождений Шубаркудык и Жаксымай давление снизилось ниже давления насыщения, вследствие выделения метана, этана и других углеводородных газов, усиливаются структурно-механические свойства нефти, поэтому разгазирование аномальных нефтей в пласте недопустимо [8].

Скорость фильтрации в пористой среде нефти со структурно-механическими свойствами определяется по формуле [2]:

Скорость фильтрации в пористой среде традиционной нефти определяется по формуле [2]:

где – скорость линейной фильтрации; k – коэффициент проницаемости; μ – динамическая вязкость обычной нефти; – вязкость нефти с структурно-механическими свойствами; ∆P – перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости (нефти); dP/dr – градиент давления в ассиметричной системе координат; G – начальный, предельный градиент давления.

Пользуясь приведёнными формулами можно определить, что фильтрация в несколько раз медленнее у нефти со структурно-механическими свойствами (у вязкой нефти), соответственно и дебит явно меньше в несколько раз.

Нефти со структурно-механическими свойствами – вязкопластичная жидкость начинает движение после превышения предельного градиента (G). Для разрушения подобной структурированной нефти, что даст эффект по снижению вязкости, можно использовать следующие базовые и модифицированные технологии [13]:

1. Добавка нефтерастворимых ПАВ и полимеров;

2. Тепловая обработка;

3. Добавка недорогих растворителей, например, отходов и побочных продуктов нефтепереработки и нефтехимии;

4. Применение ультразвуковой обработки или их сочетание с химическими (комбинации технологий).

Эффективность каждого из вышеперечисленных технологических подходов должны показать дальнейшие опытно-промысловые и научно-исследовательские работы.

Для снижения вязкости и соответственно, увеличения её подвижности применяют кавитационный аппарат конструкции Петракова [14].

На основе результатов исследований академиков Я. Зельдовича и В. Глухих, профессоров А. Молчанова и В. Николаевского разработано: плазменно-импульсное воздействие на призабойную зону пласта с использованием специальных режимов работы плазменных излучателей. В этом случае энергия плазмы преобразуется в ударную волну, которая в зависимости от мощности воздействия или образует разрыв пласта, или формирует «облако» небольших трещин.

Эта технология позволяет увеличить проницаемость призабойной зоны, оптимизировать гидродинамическую связь нефтяного пласта со скважиной за счёт очистки старых и создании новых фильтрационных каналов и, кроме того прочего, добиваться ответных резонансных колебаний пласта, многократно увеличивая эффект воздействия благодаря увеличению подвижности нефти (снижению вязкости).

В настоящее время, когда разведка извлекаемых запасов нефти сильно отстаёт от добычи нефти, особенно необходимо увеличить полноту извлечения запасов нефти, чтобы при одних и тех же геологических запасах нефти, извлекаемых запасов нефти было в 1,5-2 раза больше. По утверждению академика В.Д. Лысенко это возможно осуществить путём чередующейся закачки воды и небольшой части добытой нефти [11].

При извлечении вязкой нефти чаще встречается прорыв воды и обводнённость продукции из-за большой разницы в подвижности, вернее вязкости. Кроме того, и разница между вертикальной и горизонтальной проницаемостью в коллекторах с вязкой нефтью чаще существенно ниже, вследствие чего происходят скорее образование конуса воды и обводнение продукции скважин. При этом основными силами являются вязкие и гравитационные.

Вязкие силы связаны с силой трения между фазами жидкости на границе раздела. Их уравновешивает выталкивающая сила Архимеда, возникающая из-за разности плотности нефти и воды. При малых депрессиях образуется устойчивый конус воды, и скважина может работать в течение длительного периода времени без прорыва воды.

Этот режим называется докритическим. С увеличением депрессии поверхность водонефтяного контакта (ВНК) вблизи ствола скважины повышается, достигает уровня перфорации, и, соответственно, происходит прорыв воды. Критическая депрессия определяется соотношением [9]:

где – разность плотности нефти и воды; – расстояние от ствола скважины до уровня ВНК. Например, для месторождения Шубаркудык, при = 910 кг/м³, = 1061 кг/м³, g = 9,81, = 15 м, ∆ρ = (1061-910)∙9,81∙15 = 22219,65 Па = 0,02221965 МПа ≈ 0,22 атм. Значение критической депрессии, как правило, низкое и низкий будет дебит добываемой нефти.

С целью разработки залежей вязкой нефти высокими темпами учёные [9] предлагают внедрить технологию DOUBLE TAIL, суть которой заключается в обеспечении одновременного отбора воды и нефти двумя горизонтальными скважинами. При параллельном движении воды и нефти к забоям добывающей скважины происходит равномерная выработка запасов без ограничения по критической депрессии.

В монографии Бейсекова С.С. [7] отмечено «Только новые разработки воздействия на призабойную зону пласта и пласт могут способствовать извлечению из выработанных месторождений остаточной нефти».

На месторождениях Шубаркудык и Жаксымай также предлагается опробовать и внедрить технологию бинарных смесей (БС) и различные виды волновых способов воздействия на ПЗС и пласт [7, 11, 19].

Классификация физических методов обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) представлена в таблице 2.

Таблица 2 – Классификация физических методов обработки ПЗП

*Условные обозначения: ГКС – гидрокислотное свабирование; УОС – установка освоения скважины; КИИ – комплексный испытатель пластов; ГДГВД – гидродинамический генератор высокого давления; СГГК – скважинный гидродинамический генератор колебаний; ПГДВК – пороховой генератор давления боковой кабельный; ЭГВ – электрогидравлическое воздействие.

Все внедряемые и применяемые на месторождениях Шубаркудык и Жаксымай новейшие разработки, методические и технологические идеи будут осмыслены, практически опробованы и в оптимальном варианте будут достоянием Республики Казахстан [7, 19, 20, 21].

Было бы оправдано, если эти месторождения Шубаркудык и Жаксымай сразу с самого начала сделать полигонами для разработки трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), которые в ближайшем будущем в любом случае будут основой добычи нефти во всём мире, так как легкодоступная нефть истощается.

Средняя нефтеотдача в мире – 30 %; Средняя нефтеотдача по месторождениям США – 39 %; Оценка реальной нефтеотдачи в будущем – 50-60 % (OGY, №12, 2007.) [10]; Средняя проектная нефтеотдача по месторождениям России – 38 % по данным из опубликованных информации ГКЗ РФ; Средняя проектная нефтеотдача по месторождениям Казахстана – (из прогнозируемых источников) не достигает 30 %, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации.

Дополнительная добыча за счёт «третичных» методов увеличения нефтеотдачи: В мире – 120-130 млн т/год; В США – 34,4 млн т/год; В России – незначительно превышает 1,5 млн т/год [10]; В Казахстане – (по прогнозным сведениям) приблизительно от 0,25 до 0,5 млн т/год, так как отсутствуют официально опубликованные подтверждающие информации.

По этим причинам по инновационной активности Казахстанский нефтегазовый сектор в Мировом контексте почти незаметен.

Академик Ренат Муслимов досконально изучил залежи углеводородов, выполняя высказывание И.М. Губкина: «Мы бедны знаниями наших собственных богатств» и убеждён: «Полное истощение углеводородов ни в ближайшей перспективе, ни в отдалённом будущем планеты не грозит, самое плюгавое месторождение будет работать и не менее ста лет». Оказывается, что вследствие высокой скорости глобального геохимического круговорота вещества, характерный период формирования залежей нефти и газа в современную эпоху составляет около 260 лет [1].

В соответствие убеждениям академика Рената Муслимова о возможности длительной эксплуатации самых «хилых» нефтяных месторождений есть примечание и условное графическое предложение автора Бейсекова С.С. (см. рисунок 5), которое заключается в следующем: Не допускать разработку нефтяных месторождений до их полного (основательного) истощения и также не допускать обводнённости этих нефтяных месторождений до непоправимых пределов в 85 % и 87 %, а при установлении устойчивого падения добычи традиционных легкоизвлекаемых запасов нефти заблаговременно начать работы по дополнительному приросту добываемых запасов за счёт разработки и вывода в добычу трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти, которых в недрах этих месторождений обычно остаётся в количестве до 70 %. Впрочем, это тоже тема следующей работы автора Бейсекова С.С. и немаловажное основание для реанимации заброшенных нефтяных месторождений технологически обоснованными способами введения их во вторичную разработку [20].

Рисунок 5 - График добычи (разработки) нефтяных месторождений путем своевременного начала дополнительного прироста добываемых запасов за счет вывода в добычу трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти

В данное время извлекается традиционной нефти меньше половины, а вязкой – меньше 30 %, кроме того из Галактоцентрической парадигмы следуют важные следствия для теории и практики разработки месторождений нефти и газа, делается вывод, что геологические запасы нефти и/или газа в месторождении не есть абсолютное понятие [1]. Подтверждён подток природных углеводородов в выработанные (законсервированные) и возможно частично и в разрабатываемые месторождения нефти и газа, следовательно, их необходимо до- разрабатывать и разрабатывать вторично.

Все месторождения, утверждает В. Бочкарев, можно условно разделить на быстро-, средне-, медленно- и невосполняемые. На быстро-восполняемых конденсат замещает добычу нефти уже в течение нескольких месяцев, на средне-восполняемых – в течение около 10 лет, на медленно-восполняемых – в течение примерно 50 лет. Месторождения Шубаркудык и Жаксымай относятся к медленно- и невосполняемым. Отрицать полностью, что не происходит приток углеводородов из глубины недр невозможно, так как явно есть вблизи месторождений тектонические нарушения, зоны разуплотнения коллекторов [1].

Литература:

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М: 2004 г., стр. 34, 116, 158, 175-176, 192-206.

2. Абдулин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983 г., стр. 9, 22-25.

3. Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья. Нижний Новгород, 2012 г., стр. 6.

4. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 г., стр. 17, 107.

5. Хавкин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти и газа. М: 2008 г. стр. 13.

6. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986 г., стр. 6, 20.

7. Бейсеков С.С. Вторичная разработка нефтяных месторождений. Актобе, 2014 г., стр. 7, 14-15, 302, 338.

8. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990 г., стр. 97, 368-376.

9. Хохлов Д.И., Попов И.П. Повышение эффективности разработки пласта Ново-Пурпейского месторождения путем внедрения технологии DOUBLETAIL, метод борьбы с образованием конуса подошвенной воды. Нефтепромысловое дело, 9/2014 г., стр. 24.

10. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Научное обеспечение новых технологий разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Бурение и нефть, 2012 г., № 08, стр. 29-32.

11. Лысенко В.Д. Увеличение нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти. Нефтепромысловое дело, 10/2006 г., стр. 6.

12. Сахаров А. А. Сжиженный природный газ современное состояние и объективные тенденции развития. Нефтепромысловое дело, 9/2011 г., стр. 49.

13. Дмитриева А.Ю., Мусабиров М.Х., Шашина В.Д. и др. Исследование микроструктуры высоковязкой нефтей. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 5/2014 г., стр. 19.

14. Дудкин Д.В., Якубенко А.А., Новиков А.А. и др. Изменение химического состава тяжелых нефтяных остатков при гидродинамическом кавитационном воздействии. Технологии нефти и газа, 5/2013 г., стр. 3.

15. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011 г., стр. 4-9.

16. Грайфер В., Лысенко В. Эффективная разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. Технологии ТЭК, № 2, 2014, стр. 46.

17. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. Краснодар. Советсткая Кубань, 2000 г., стр. 39-41, 142.

18. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее. Академия наук РТ, 2012 г., стр. 31.

19. Бейсеков С.С. Вторичная разработка выработанных нефтяных месторождений Шубаркудык и Жаксымай. Нефть и Газ, № 4, 2014, стр. 92.

20. Бейсеков С.С. Извлечение остаточной нефти из выработанных месторождений. Журнал PETROLEUM, № 3, 2015, стр. 41.

21. Бейсеков С.С., Курбанов Р.Р. Повышение коэффициента извлечения нефти. Журнал ОАО «ВНИИОЭНГ», серия – Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2015, стр. 39-40.

22. Хогоев Е.А., Колесников Ю.И. Применение сейсмоэмисионной томографии для изучения гидродинамически активных зон. Технология сейсморазведки, № 1, 2011, стр. 59-65.

ТҰТҚЫРЛЫ МҰНАЙЛАРДЫҢ МҰНАЙ

ШЫҒАРУ КОЭФФИЦИЕНТТІН ЖОҒАРТУ

С.С. БЕЙСЕКОВ¹ – «KANTAR OiL» ЖШС (Ақтөбе қ., Қазақстан) бас директоры

Р.Р. КУРБАНОВ² – мұнай-газ ісінің магистрі, «KANTAR OiL» ЖШС (Ақтөбе қ., Қазақстан) мұнай өндіру бойынша инженері

А.М. БАЛГЫНОВА³ – т.ғ.к., доцент, Қ. Жұбанов атындағы АӨМУ (Ақтөбе қ., Қазақстан) «Мұнай-газ ісі» кафедрасының меңгерушісі

^1,2«KANTAR OiL» ЖШС мұнай-газ өндіруші кәсіпорын
030000, Қазақстан Республикасы, Ақтөбе қ., Дорожный тұйық көшесі, 50 үй.

³Қ. Жұбанов атындағы Ақтөбе өңірлік

мемлекеттік университеті, «Мұнай-газ ісі» кафедрасы

030000, Қазақстан Республикасы, Ақтөбе қ., Ағ. Жұбановтар көш., 263.

Мақалада кен орындарын өндірудің негізгі көрсеткішін - жаңа техникалар мен технологияларды қолдана отырып, өндірілетін және әзірленетін (тоқтатылған) өнімді қабаттардан мұнай өндіру коэффициентін ұлғайту мүмкіндігіне бастама ұсынылған.

Орташа және жеңіл жаңа мұнай кен орындарының ашылуы есебінен қорлардың ұдай өндірісі деңгейінің төмендеуі жағдайындағы қарапайым «жеңіл» мұнайдың өндіріліп жатқан кен орындарында аяқталуға таяу болғандықтан қазіргі уақытта бұл орынды. Соңғы жылдары мұнай өндіру өнеркәсібінде тұтқырлығы жоғары қиын өндірілетін мұнай қорларынан тұратын мұнай ресурстарын ұлғайтуға беталыс байқалады. Өйткені, «жеңіл» мұнай өндіру көлемі барлық жерде төмендеуде және кен орындарының өндірудің ақырғы кезеңіне өтуі күтілуде.

Озық технологиялар мен бұрын пайдаланылмаған кен орындарында көрсетілген барлық әзірлеу процестерінің жаңалықтарын және олардан өндірілуі қиын қалдық мұнайды өндіру ісін енгізу қарастырылатын «Өңделген Шұбарқұдық және Жақсымай мұнай кен орындарын екіншілік өндіру» жобасы ұсынылған.

ТҮЙІНДІ СӨЗДЕР: Екіншілік өңдеу, қалдық мұнай өндіру, бинарлық қоспалар (БҚ) технологиясы, су-мұнай аймақтарын және суда жүзетін мұнай кеніштерін көлденең ұңғымалар жүйесімен өндіру, өнімнің тағайындалған суландыру режимі, DOUBLE TAIL технологиясы.

INCREASE OF VISCOUS OIL RECOVERY RATE

S.S. BEISEKOV¹ - General Director of «KANTAR OiL» LLP (Aktobe city, Kazakhstan)

R.R. KURBANOV² – Oil and Gas Engineering Master, oil exploitation engineer of «KANTAR OiL» LLP (Aktobe city, Kazakhstan)

A.M. BALGYNOVA³ – Candidate of Engineering Sciences, associate professor, chairholder of «Oil and Gas Engineering» academic department in Aktobe Regional State University after K. Zhubanov (Aktobe city, Kazakhstan)

^1,2"KANTAR OiL" LLP Oil and Gas Production Enterprise
            030000, Republic of Kazakhstan, Aktobe city, 5 Dorozhnyi lane.

³Aktobe Regional State University

after K. Zhubanov, «Oil and Gas Engineering» academic department

030000, Republic of Kazakhstan, Aktobe city, 263 Zhubanov Brothers Street.

This article presents the rationale for the possibility of increasing the basic parameter of field development - the index of oil recovery from pay formations of both produced and worked out (abandoned) fields using new advances in equipment and technology.

Today it is appropriate, as the developed fields are running out of usual "light" oil against lower reserve regeneration due to the discovery of new fields of middle and light oils. In recent years in the oil industry there is a tendency to increase the oil resources mainly provided by hard to recover high-viscosity oil reserves. Since the amount of "light" oil recovery is widely reducing and the field are coming to entering the so-called late-stage development.

We present the project of "Secondary development of worked out Shubarkuduk and Zhaksymay oil fields", which provides for the introduction of advanced technologies and innovations in all development processes of field, that never were pre-exploited before, and the extraction of hard to recover residual oil from these fields.

KEY WORDS: Secondary development, residual oil recovery, binary mixtures (BM) technology, development of water-oil zones and bottom water-drive reservoirs of oil using horizontal well systems, given water production mode, DOUBLE TAIL technology.