Оценка эффективности газовых методов увеличения нефтеотдачи (Иркутский Национальный Исследовательский Технический Университет)
|
Работа сделана на примере Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (Республика Саха (Якутия)).
Есть приложения.
ВВЕДЕНИЕ 4
1.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения 8
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных горизонтов. 17
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды 21
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 23
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение 25
2. ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 26
2.1 Анализ состояния фонда скважин 26
2.2 Обзор применяемых технологий поддержания добычи 28
3. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ГАЗОВЫХ МУН 32
3.1 Обзор применяемых газовых агентов закачки в пласт 32
3.2 Обзор существующих технологий закачки газового агента в пласт…… 39
3.3 Мировой и отечественный опыт применения технологии водогазового воздействия на пласт 46
3.4 Определение критериев применимости технологии ВГВ 47
4. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА МУН ДЛЯ СБНГКМ 49
4.1 Определение наиболее эффективного агента закачки для условий Среднеботуобинского месторождения 49
4.2 Инфраструктурные решения для реализации опции ВГВ 50
4.3 Определение участка ОПР 52
4.4 Повышение эффективности водогазового воздействия на пласт 53
4.5 Анализ существующих рисков 57
4.6 Гидродинамическое моделирование 57
5. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМОГО РЕШЕНИЯ…. 63
5.1 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта…… 63
5.2 Определение экономической эффективности технологии совместной закачки газа и воды 64
5.3 Определение экономической эффективности опции попеременной закачки газа и воды 68
5.4 Вывод об экономической целесообразности реализации проекта 70
6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 72
6.1 Анализ потенциальных вредных и опасных факторов 72
6.1.1 Превышение уровня шума и вибрации 73
6.1.2 Повышенная запыленность и загазованность рабочей среды 73
6.1.3 Аппараты под давлением 74
6.1.4 Пожаровзрывобезопасность на рабочем месте 74
6.1.5 Косвенный контакт с токоведущими частями в неисправном состоянии… 75
6.1.7 Отклонение показателей климата рабочей зоны 75
6.2 Общие требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта 76
6.3 Безопасность при чрезвычайных антропогенных и природных ситуациях… 77
6.4 Мероприятия по охране труда 77
6.5 Мероприятия по охране окружающей среды 79
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 80
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 82
ПРИЛОЖЕНИЕ А 84
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 85
ПРИЛОЖЕНИЕ В 86
ПРИЛОЖЕНИЕ Г 87
ПРИЛОЖЕНИЕ Д 89
Есть приложения.
ВВЕДЕНИЕ 4
1.ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 6
1.1 Общие сведения о месторождении 6
1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения 8
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных горизонтов. 17
1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды 21
1.5 Запасы нефти, газа, КИН 23
1.6 Факторы, осложняющие геологическое строение 25
2. ХАРАКТЕРИСТИКА СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 26
2.1 Анализ состояния фонда скважин 26
2.2 Обзор применяемых технологий поддержания добычи 28
3. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ГАЗОВЫХ МУН 32
3.1 Обзор применяемых газовых агентов закачки в пласт 32
3.2 Обзор существующих технологий закачки газового агента в пласт…… 39
3.3 Мировой и отечественный опыт применения технологии водогазового воздействия на пласт 46
3.4 Определение критериев применимости технологии ВГВ 47
4. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА МУН ДЛЯ СБНГКМ 49
4.1 Определение наиболее эффективного агента закачки для условий Среднеботуобинского месторождения 49
4.2 Инфраструктурные решения для реализации опции ВГВ 50
4.3 Определение участка ОПР 52
4.4 Повышение эффективности водогазового воздействия на пласт 53
4.5 Анализ существующих рисков 57
4.6 Гидродинамическое моделирование 57
5. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМОГО РЕШЕНИЯ…. 63
5.1 Исходные данные для расчета экономических показателей проекта…… 63
5.2 Определение экономической эффективности технологии совместной закачки газа и воды 64
5.3 Определение экономической эффективности опции попеременной закачки газа и воды 68
5.4 Вывод об экономической целесообразности реализации проекта 70
6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 72
6.1 Анализ потенциальных вредных и опасных факторов 72
6.1.1 Превышение уровня шума и вибрации 73
6.1.2 Повышенная запыленность и загазованность рабочей среды 73
6.1.3 Аппараты под давлением 74
6.1.4 Пожаровзрывобезопасность на рабочем месте 74
6.1.5 Косвенный контакт с токоведущими частями в неисправном состоянии… 75
6.1.7 Отклонение показателей климата рабочей зоны 75
6.2 Общие требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта 76
6.3 Безопасность при чрезвычайных антропогенных и природных ситуациях… 77
6.4 Мероприятия по охране труда 77
6.5 Мероприятия по охране окружающей среды 79
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 80
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 82
ПРИЛОЖЕНИЕ А 84
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 85
ПРИЛОЖЕНИЕ В 86
ПРИЛОЖЕНИЕ Г 87
ПРИЛОЖЕНИЕ Д 89
Актуальные мировые тренды определяют направления развития нефтегазового сектора, способствуя постоянному развитию нефтегазодобывающих компаний. Способность адаптироваться под современные тенденции в нефтегазовой отрасли является ключевым направлением деятельности эффективного производства.
Одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в настоящее время в мировой нефтедобывающей отрасли, является снижение добычи традиционных углеводородов, которые существующая экономическая система позволяет добывать рентабельно с достижением большой прибыли и высоких значений коэффициентов извлечения нефти и газа. Сокращение запасов традиционной нефти вынуждает нефтяные компании обращать все большее внимание на трудноизвлекаемые источники углеводородов. По оценке компании BP мировые извлекаемые запасы нефти составляют около 2,621 трлн бар. Из них на долю трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) приходится 39%. [8]
Поэтому все большую актуальность приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов, которые не только позволяют поддерживать уровень добычи на месторождениях с традиционными запасами, но также значительно увеличивают КИН пластов с трудноизвлекаемыми запасами. По состоянию на 2021 год третичные МУН составляют лишь 2% от мировой добычи нефти, с числом реализованных проектов 375 штук. [11] Однако по мере освоения и совершенствования этих методов будет снижаться их себестоимость, что будет благоприятно влиять на распространение применения МУН в нефтегазовых компаниях.
Основную долю из всех реализованных проектов составляют газовые МУН (см. рисунок 1). Это связано с доказанной на примере большого числа реализованных проектов высокой эффективностью метода, а также набирающим все большую популярность мировому тренду на декарбонизацию.
Современный рост концентрации углекислого газа и метана в атмосфере сопровождается увеличением температуры поверхности Земли. C увеличением температуры поверхности возрастает вероятность эмиссии большого количества метана в атмосферу из болот Западной Сибири, тающей многолетней мерзлоты и метангидратов, что соответственно приведет к значительному возрастанию парникового эффекта. Этот вероятный сценарий эмиссии метана в литературе называют «метановой бомбой». [6] Климатические изменения из-за парникового эффекта могут привести к серьезным экологическим проблемам, таким как повышение уровня мирового океана, вымирание некоторых видов животных, увеличение частоты природных катаклизмов и др.
В январе 2009 г. вышло Постановление Правительства № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Оно должно было радикально изменить ситуацию – все компании на всех своих месторождениях должны были утилизировать ПНГ до 95 %, до уровня развитых стран. Если газ сжигается более 5%, то он попадает в категорию сверхлимитного платежа, который был выше нормативного. Данная часть документа начала действовать с 1 января 2014 г.
Россия находится на начальной стадии формирования мер регулирования выбросов углекислого газа. 4 ноября 2020 года Президент РФ выпустил указ, согласно которому необходимо снизить выброс парниковых газов к 2030 году до 70 % относительно уровня 1990 г. на территории РФ, таким образом установив общую тенденцию к разработке проектов по декарбонизации. Уже 2 июля 2021 года был подписан федеральный закон «Об ограничении выбросов парниковых газов». Согласно нему, предусмотрено введение государственного учета выбросов парниковых газов, а также правительство Российской Федерации вправе определять основания для предоставления исполнителям климатических проектов мер государственной поддержки.
В связи с этим все большую актуальность приобретают проекты улавливания и захоронения углекислого газа. Особенно перспективными являются проекты использования диоксида углерода как агента для газового метода увеличения нефтеотдачи пласта. Это обусловлено в первую очередь возможностью окупаемости технологии, за счет доходов от дополнительной добычи нефти, а также увеличения срока эксплуатации месторождения.
Использование ПНГ для ВГВ в Восточной Сибири потенциально может быть альтернативой монетизации газа. На ряде месторождений региона уже реализованы подобные полномасштабные проекты.
Одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в настоящее время в мировой нефтедобывающей отрасли, является снижение добычи традиционных углеводородов, которые существующая экономическая система позволяет добывать рентабельно с достижением большой прибыли и высоких значений коэффициентов извлечения нефти и газа. Сокращение запасов традиционной нефти вынуждает нефтяные компании обращать все большее внимание на трудноизвлекаемые источники углеводородов. По оценке компании BP мировые извлекаемые запасы нефти составляют около 2,621 трлн бар. Из них на долю трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) приходится 39%. [8]
Поэтому все большую актуальность приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов, которые не только позволяют поддерживать уровень добычи на месторождениях с традиционными запасами, но также значительно увеличивают КИН пластов с трудноизвлекаемыми запасами. По состоянию на 2021 год третичные МУН составляют лишь 2% от мировой добычи нефти, с числом реализованных проектов 375 штук. [11] Однако по мере освоения и совершенствования этих методов будет снижаться их себестоимость, что будет благоприятно влиять на распространение применения МУН в нефтегазовых компаниях.
Основную долю из всех реализованных проектов составляют газовые МУН (см. рисунок 1). Это связано с доказанной на примере большого числа реализованных проектов высокой эффективностью метода, а также набирающим все большую популярность мировому тренду на декарбонизацию.
Современный рост концентрации углекислого газа и метана в атмосфере сопровождается увеличением температуры поверхности Земли. C увеличением температуры поверхности возрастает вероятность эмиссии большого количества метана в атмосферу из болот Западной Сибири, тающей многолетней мерзлоты и метангидратов, что соответственно приведет к значительному возрастанию парникового эффекта. Этот вероятный сценарий эмиссии метана в литературе называют «метановой бомбой». [6] Климатические изменения из-за парникового эффекта могут привести к серьезным экологическим проблемам, таким как повышение уровня мирового океана, вымирание некоторых видов животных, увеличение частоты природных катаклизмов и др.
В январе 2009 г. вышло Постановление Правительства № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». Оно должно было радикально изменить ситуацию – все компании на всех своих месторождениях должны были утилизировать ПНГ до 95 %, до уровня развитых стран. Если газ сжигается более 5%, то он попадает в категорию сверхлимитного платежа, который был выше нормативного. Данная часть документа начала действовать с 1 января 2014 г.
Россия находится на начальной стадии формирования мер регулирования выбросов углекислого газа. 4 ноября 2020 года Президент РФ выпустил указ, согласно которому необходимо снизить выброс парниковых газов к 2030 году до 70 % относительно уровня 1990 г. на территории РФ, таким образом установив общую тенденцию к разработке проектов по декарбонизации. Уже 2 июля 2021 года был подписан федеральный закон «Об ограничении выбросов парниковых газов». Согласно нему, предусмотрено введение государственного учета выбросов парниковых газов, а также правительство Российской Федерации вправе определять основания для предоставления исполнителям климатических проектов мер государственной поддержки.
В связи с этим все большую актуальность приобретают проекты улавливания и захоронения углекислого газа. Особенно перспективными являются проекты использования диоксида углерода как агента для газового метода увеличения нефтеотдачи пласта. Это обусловлено в первую очередь возможностью окупаемости технологии, за счет доходов от дополнительной добычи нефти, а также увеличения срока эксплуатации месторождения.
Использование ПНГ для ВГВ в Восточной Сибири потенциально может быть альтернативой монетизации газа. На ряде месторождений региона уже реализованы подобные полномасштабные проекты.
В данной работе был проведен анализ по исследованию возможности применения газовых методов увеличения нефтеотдачи на Среднеботуобинском месторождении. По итогам анализа опыта реализации данной технологии на месторождениях аналогах было установлено, что закачка попутного нефтяного газа является оптимальным агентом закачки. На месторождении уже реализована закачка газа в ГШ, но поскольку закачка в ГШ не чередуется с закачкой воды, то наблюдаются существенные прорывы газа в ряде районов и недостижения проектного КИН. В текущей ситуации у компрессорной станции есть свободные мощности, которые позволяют использовать часть ПНГ для закачки в нефтяную часть пласта, что особенно актуально и применимо в водогазовой зоне.
Одной из ключевых задач проделанной работы заключалась в анализе способов оптимизации закачки ПНГ в пласт. С целью повышения коэффициента вытеснения нефти предлагается рассмотреть варианты снижения минимального давления смесимости нефти и газа. В ходе проделанного анализа накопленного опыта внедрения технологий газовых МУН было установлено, что наиболее эффективным режимом вытеснения нефти является смешивающееся вытеснение и чем ближе текущий режим к смешивающемуся вытеснению тем выше коэффициент извлечения нефти.
До внедрения масштабной практической реализации проекта по закачке ПНГ необходимо предусмотреть проведение лабораторных исследований на участке ОПР с целью адаптации гидродинамической модели, подбора оптимальных режимов закачки нефти и газа и минимизации существующих рисков. Для достижения максимального эффекта при минимальных вложениях был выполнен подбор участка ОПР, исходя из разработанных критериев по месторождениям аналогам. В ходе анализа было установлено, что участок пласта в районе куста 53 является оптимальным решением как с точки зрения эффективности водогазового воздействия и близости инфраструктуры.
С целью определения наиболее эффективной технологии для закачки газа была реализована фильтрационная 3Д модель сектора Среднеботуобинского месторождения. В результате проведенных расчетов было установлено, что как технология попеременной закачки, так и совместной закачки воды и газа имеют положительный эффект при реализации ВГВ в водонефтной зоне СБНГКМ. Относительно традиционного заводнения, прирост КИН для технологии закачки ВГС и для технологии поочередной закачки составил соответсвенно +7,5% и + 9,3%. Таким образом, можно сделать вывод, что технология попеременной закачки имеет потенциальной набольший эффект, а с учетом реализованной инфраструктуры, капитальные вложения будут только в строительство газопроводов от газокомпрессорной станции до участка реализации технологии.
На ряде месторождений уже реализованы полномасштабные проекты водогазового воздействия на пласт (ИНК). Доказанный положительный эффект предлагаемой технологии в условиях месторождений Восточной Сибири позволяет сделать вывод о рентабельности данного типа МУН. Кроме того, контракты на монетизацию газа через газопровод «Сила Сибири» еще не заключены, что заставляет недропользователей Восточной Сибири искать альтернативные способы монетизации газа.
Одной из ключевых задач проделанной работы заключалась в анализе способов оптимизации закачки ПНГ в пласт. С целью повышения коэффициента вытеснения нефти предлагается рассмотреть варианты снижения минимального давления смесимости нефти и газа. В ходе проделанного анализа накопленного опыта внедрения технологий газовых МУН было установлено, что наиболее эффективным режимом вытеснения нефти является смешивающееся вытеснение и чем ближе текущий режим к смешивающемуся вытеснению тем выше коэффициент извлечения нефти.
До внедрения масштабной практической реализации проекта по закачке ПНГ необходимо предусмотреть проведение лабораторных исследований на участке ОПР с целью адаптации гидродинамической модели, подбора оптимальных режимов закачки нефти и газа и минимизации существующих рисков. Для достижения максимального эффекта при минимальных вложениях был выполнен подбор участка ОПР, исходя из разработанных критериев по месторождениям аналогам. В ходе анализа было установлено, что участок пласта в районе куста 53 является оптимальным решением как с точки зрения эффективности водогазового воздействия и близости инфраструктуры.
С целью определения наиболее эффективной технологии для закачки газа была реализована фильтрационная 3Д модель сектора Среднеботуобинского месторождения. В результате проведенных расчетов было установлено, что как технология попеременной закачки, так и совместной закачки воды и газа имеют положительный эффект при реализации ВГВ в водонефтной зоне СБНГКМ. Относительно традиционного заводнения, прирост КИН для технологии закачки ВГС и для технологии поочередной закачки составил соответсвенно +7,5% и + 9,3%. Таким образом, можно сделать вывод, что технология попеременной закачки имеет потенциальной набольший эффект, а с учетом реализованной инфраструктуры, капитальные вложения будут только в строительство газопроводов от газокомпрессорной станции до участка реализации технологии.
На ряде месторождений уже реализованы полномасштабные проекты водогазового воздействия на пласт (ИНК). Доказанный положительный эффект предлагаемой технологии в условиях месторождений Восточной Сибири позволяет сделать вывод о рентабельности данного типа МУН. Кроме того, контракты на монетизацию газа через газопровод «Сила Сибири» еще не заключены, что заставляет недропользователей Восточной Сибири искать альтернативные способы монетизации газа.