Трудноизвлекаемые запасы нефти и проблемы их добычи

Введение

Сегодня все больший интерес к запасам трудноизвлекаемых нефтей (ТРИЗ) проявляют правительство и крупные нефтедобывающие компании. В России доля «трудной» нефти растет, и на данный момент она превышает 65 % от общего объема [1]. Очевидно, что столь высокий процент получается в том числе за счет истощения легкоизвлекаемых запасов «черного золота».

Динамика изменения доли трудноизвлекаемых запасов нефти в России от общего объема запасов по данным ОАО «ВНИИнефть» представлена на рис. 1.

Существенная часть эксплуатируемых месторождений вступила в стадию снижения добычи ввиду высокого уровня выработанности, достигающего местами 55 % [2]. Однако, степень разведанности начальных суммарных ресурсов составляет порядка 46 % [2], таким образом, в России запас нефти один из самых больших в мире. Необходимость вовлечения в разработку месторождений с запасами худшего качества является одной из приоритетных задач для компенсации снижения добычи. Вследствие чего вопрос добычи трудноизвлекаемых нефтей становится все более актуальным. Ранее их слабое освоение обуславливалось, в основном, низкой экономической эффективностью, либо отсутствием инфраструктуры и необходимых технологий. По данным Минэнерго к 2035 году добыча трудноизвлекаемой нефти в России увеличится более чем в два раза. Стоит отметить тот факт, что объем сектора нефтедобывающей промышленности Российской Федерации среди всех стран в мире находится на третьем месте после США и Саудовской Аравии [3], а доля налоговых поступлений в бюджетную систему страны на конец 2017 г. составила порядка 40 % [4]. Сохранение объемов добычи крайне важно для поддержания российской экономики на должном уровне.

Для полного понимания термина «трудноизвлекаемая нефть», в первую очередь, необходимо рассмотреть факторы затруднения и характеристики флюида, относящие его к «трудной» нефти. В нашей стране имеются обширные запасы нефтей с различными свойствами и условиями залегания.

Осведомленность о проблемах, с которыми можно столкнуться при добыче той или иной нефти, является неотъемлемой частью анализа залеганий, ведь от этого прямым образом зависит экономическая целесообразность разработки.

Специалистами на протяжении многих лет идет изучение залежей трудноизвлекаемой нефти и внедрение относительно бюджетных способов ее добычи. В основном добыча нефти ведется с применением современных технологий, предпочтительных для освоения.

Использование кардинально иных методов, принципиально отличающихся от используемых, при добыче нефти из традиционных залежей, влечет за собой дополнительные финансовые затраты. Как показывает практика, наиболее эффективными способами добычи трудноизвлекаемых нефтей являются модернизированные технологии, базирующиеся на технологиях, применяемых при добыче традиционных нефтей. К ним можно отнести отдельные разновидности тепловых, газовых, химических методов.

Об этих и многих других аспектах добычи трудноизвлекаемых нефтей будет рассказано в цикле статей, посвященных данной тематике.

Понятие «трудноизвлекаемая нефть» и ее классификация

В российской нормативно-правовой базе и научной литературе такое понятие как «трудноизвлекаемые ресурсы углеводородов» не имеет однозначного определения. Сам термин «трудноизвлекаемая нефть» берет начало с 70-х гг. прошлого века [5]. Ранее под ними подразумевали запасы, разработка которых традиционными технологиями не обеспечивает необходимой эффективности с точки зрения коэффициента нефтеотдачи, а в некоторых случаях — также с позиций стоимости добычи нефти [6]. Такая трактовка с небольшими дополнениями и сейчас используется при определении налоговых льгот.

Многие авторы относят нефти с аномальными физико-химическими свойствами и осложненные условия залегания к трудноизвлекаемым запасам, а сами трудноизвлекаемые запасы, в свою очередь, относят к осложненным условиям добычи.

С научной точки зрения, для более конкретного понимания, имеет смысл разделить понятия трудноизвлекаемые запасы и осложненные условия добычи.

Профессор Д. Г. Антониади в работе «Нефтепромысловые системы с осложненными условиями добычи» под термином трудноизвлекаемые запасы подразумевает «месторождения, в которых изначально (т.е. до начала разработки) существуют особенности геологического и промыслово-геологического характера месторождения, а также аномальные параметры нефти и другие факторы природного происхождения, создающие ситуацию, при которой необходимо применение системы специальных мер и технологий добычи». Другими словами, к трудноизвлекаемым относятся запасы нефтей, с неблагоприятными геологическими условиями залегания или представленные малоподвижной нефтью (например, с высокой плотностью, вязкостью и высоким содержанием твердых парафинов, смол, асфальтенов).

Такие показатели как вязкость, плотность, содержание смол и парафинов являются ключевыми признаками классифицирования при отнесении образцов нефти к трудноизвлекаемой.

К осложненным условиям относятся условия эксплуатации скважин с факторами, затрудняющими добычу. К ним можно отнести:

• низкая газонасыщенность пласта;
• повышенное количество механических примесей;
• большое количество солей и смоло-парафиновых фракций;
• нефти с аномальными физическими свойствами;
• пласты с неоднородностью по проницаемости;
• пласты с низкой начальной нефтенасыщенностью;
• низкая температура пласта в совокупности с другими факторами.

Следует подчеркнуть, что часть вышеперечисленных факторов являются зависимыми от времени и этапов разработки.

Так все же, по каким же численным значениям физико-химических параметров можно сказать, что мы имеем дело с «трудной» нефтью? Этот вопрос освещен в следующем разделе.

Основные физико-химические свойства нефтей

Любая скважина характеризуется рядом параметров, показания которых влияют как на способ извлечения нефти, так и на прогнозирование дальнейших объемов добычи. Часть из них относится непосредственно к флюиду, а другая часть к условиям его залегания.

Рассмотрим основные физико-химические параметры, численные значения которых приведены в соответствии с методическими рекомендациями по применению «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии РФ от 01.11.2013 № 477:

• плотность нефти (удельный вес) — величина, определяемая отношением массы вещества к занимаемому им объему. Этот параметр зависит от молекулярных весов компонентов флюида. Варьируется от 0,7 до 1,01 г/см³ (50÷8 API). Плотность нефти является показателем ее качества, по которому можно сделать предварительный вывод о ее химическом и фракционном составе. Также плотность нефти необходима для технологических расчетов.
• вязкость нефти — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Нефть подразделяется на типы: с незначительной вязкостью (вязкость до 5 мПа/с), маловязкую (от 5 до 10 мПа/с), с повышенной вязкостью (от 10,1 до 30 мПа/с), высоковязкую (от 30,1 до 200 мПа/с), сверхвязкую (более 200 мПа/с). Вязкость влияет на методы разработки месторождений, а также на затраты при подготовке товарной нефти.
• газосодержание — количество газа, растворенного в нефти при пластовых условиях. Определяется отношением выделившегося из пластовой нефти количества кубометров газа к тонне дегазированной нефти.
• газовый фактор — отношение полученного из месторождения через скважину сопутствующего газа (в м³ или тоннах), приведенного к атмосферному давлению и температуре 20 °С, к количеству добытой за то же время дегазированной нефти (в тоннах), при том же давлении и температуре. Газовый фактор — это одна из характеристик условий залегания флюида.
• содержание воды — количество воды во флюиде. Содержание воды является характеристикой как условий залегания, так и самого флюида. Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Средние значения по массе колеблются от 0,1 до 99 %. Большое количество воды создает дополнительные трудности при эксплуатации скважинного оборудования.
• содержание серы — количество серы во флюиде. Влияет на окислительные свойства нефти. Чем больше в ней сернистых соединений — тем выше коррозионная агрессивность среды. Нефть подразделяется на малосернистую (до 0,5 % по массе), среднесернистую (от 0,5 до 1 %), сернистую (от 1 до 3 %), высокосернистую (более 3 %).
• содержание парафинов — массовая доля растворенного парафина в нефти. Нефть подразделяется на малопарафинистую (менее 1,5 % по массе), парафинистую (от 1,5 до 6 %), высокопарафинистую (более 6 %). Важная характеристика, влияющая на технологии, применяемые при добыче нефти. Парафинистые нефти обладают способностью образовывать отложения на стенках скважины, вследствие чего происходит снижение дебета и, в дальнейшем, закупорка скважины.
• содержание смол и асфальтенов — массовая доля растворенных смол и асфальтенов в нефти. Их количество влияет на возможное направление переработки нефти. Как и парафины обладают способностью создавать пробки в скважине.
  По совокупному содержанию смол и асфальтенов нефть подразделяется на малосмолистую (менее 1,5 % по массе), смолистую (от 5 до 15 %), высокосмолистую (более 15 %).

• давление насыщения — минимальное давление, при котором нефтегазовая смесь находится в жидкой фазе. При уменьшении давления ниже давления насыщения появляются первые признаки свободного газа. Давление насыщения необходимо для фазового описания залегания флюида в пласте и его движения по стволу скважины.
• объемный коэффициент нефти — показывает отношение объема одного кубометра нефти, находящейся в пластовых условиях, к объему этой же нефти при стандартных условиях (T=20оС, P=0,1 Мпа). Наибольшее влияние на уменьшение объема нефти оказывает выделение из нефти растворенного в ней газа при переходе от пластовых условий к нормальным. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы.
• сжимаемость нефти — количественная характеристика объемной упругости нефти, представляющая отношение изменения объема нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления.
• коэффициент теплового расширения нефти — показывает изменение объема нефти при изменении ее температуры на 1 °С. Необходим для проектирования методов теплового воздействия на пласт.
• температура застывания нефти — температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. В основном зависит от содержания примесей (парафинов, смол) в нефти. Температура застывания у разных нефтей колеблется от −35 °С до +30 °С.

На основании многочисленных исследований и анализа нефтей с различными свойствами и условиями залегания создана сводная таблица, представленная ниже, характеризующая трудноизвлекаемые нефти [7].

По данной таблице можно проследить, какие численные значения различных параметров существенно влияют на химико-физические свойства нефти, и, как следствие, на дальнейшие способы ее извлечения. Стоит отметить, что перечисленные в таблице параметры редко определяются в единичном виде, как правило, трудноизвлекаемая нефть характеризуется совокупностью осложняющих свойств.

Зональное распределение трудноизвлекаемых нефтей в РФ

Ресурсная база трудноизвлекаемых нефтей в запасах федеральных округов РФ представлена на рисунке 2 [8].

Проблемы при разработке трудноизвлекаемых запасов нефтей

Основные проблемы при добыче трудноизвлекаемых нефтей можно разделить на три группы:

Парафины в нефти при пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. При ее движении по лифту, парафины откладываются на стенках скважины, образуя парафинистые пробки, тем самым создавая нефтяникам множество технологических и технических задач для их ликвидации. Сами парафинистые отложения представляют собой сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входят, собственно парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси [9]. Снижение давления, температуры, а также разгазирование нефти в большой степени сказывается на интенсивности отложений. Для борьбы с парафиновыми отложениями применяются различные методы, примером могут сложить: использование скребков (механический метод), введение в нефтяную эмульсию химических соединений (химический метод), воздействие источника тепла на флюид (тепловые методы).

Пористость — это способность пород вмещать жидкие или газообразные углеводороды, выражается отношением свободного пространства породы к ее полному объему [10]. Чем крупнее поровые каналы, тем больше они вмещают углеводородов. Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, соотношения количества больших и малых пор и обычно уменьшается при увеличении глубины залегания пород.

Проницаемость — фильтрационный параметр горной породы, характеризующий ее способность пропускать к забоям скважин нефть, газ и воду [11]. На проницаемость влияют размеры пор и перепады давления в нефтяных пластах. Фазовый состав флюида также оказывает существенное влияние на проницаемость.

Низкие значения этих параметров создают затруднения при движении флюида к забою.

Высокая вязкость и плотность — свойства, которые способны значительно увеличить затраты по добыче нефти. Они затрудняют движение флюида к забою и по стволу скважины. При добыче тяжелых и высоковязких нефтей применяются специализированные технологии, направленные на снижение значений этих параметров.

Заключение

В целом, добыча трудноизвлекаемых нефтей — это глобальная задача современной нефтедобывающей промышленности, при решении которой применяются аналитические, научные и инженерные подходы, позволяющие выделить наиболее эффективный метод увеличения нефтеоотдачи для конкретной скважины. Из всего многообразия проблем добычи трудноизвлекаемых нефтей, стоит выделить парафинизацию, так как вне зависимости от количественного содержания парафинов в нефти, со временем появляются отложения парафина на стенках скважины. Безусловно, применение различных методов требует четкого обоснования с финансовой точки зрения. Инженеры каждой нефтяной компании стремятся использовать такие методы борьбы с отложениями парафинов, которые позволяют максимально расширить межочистной период скважины, а в некоторых случаях и вовсе отказаться от их очистки.

О развитии этих методов, их эффективности и особенностях применения, будет рассказано в следующей статье «Методы борьбы с парафинистыми отложениями в скважине».

Литература

1. Проект Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2030 г. Версия от 12.09.2016.
2. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/news/view/153206-Rossiya-obespechena-razvedannymi-zapasami-nefti-razrabatyvaemyh... (дата обращения 17.08.2018).
3. Neftegaz.ru: [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/digest/view/174339-Rossiya-v-iyune-2018-g-zanyala-3-e-mesto-po-dobyche-nefti-v-m.... (Дата обращения: 20.08.2018).
4. Исследование института экономики роста «Зависимость российской экономики и бюджета от нефти» январь 2018 г.
5. Сибирская нефть. 2018. № 149: [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/697/1489610/. (Дата обращения: 31.08.2018).
6. Шарф И. В., Борзенкова Д. Н. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки// Фундаментальные исследования. — 2015. — № 2-16. — С. 3593-3597.