Часть1: Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: теория

Часть 2: Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: перфорация

Часть 3: Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: СКО и РИР

Часть  4: Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: новые горизонты

Часть 5: Легко ли добыть нефть. Как воскресить скважину: зарезка бокового ствола

Одним из способов повысить дебит скважины многопластового месторождения является возможность одновременной добычи нефти из двух, а то и большего количества пластов. Сделать, на первый взгляд, это несложно, сделай две перфорации напротив пластов и получай нефть. Но в реальности практически на всех скважинах возникают проблемы от того, что разные пласты обладают разными характеристиками: пластовым давлением, пористостью, давлением насыщения, вязкостью и так далее. В результате чего получаются сильные осложнения, например, некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Такие же проблемы возникают и при заводнении месторождений. В качестве примера могу взять месторождение, на котором я сейчас работаю. На нем имеется три пласта, но основными являются два: АС 10 и АС 12, при чем основные запасы приурочены к низкопроницаемому АС 12. Изначально два основных продуктивных горизонта, АС10 и АС12, в целях обеспечения рентабельности вскрывались скважинами как единый объект эксплуатации. Однако вследствие особенности геологических характеристик обоих пластов — высокой неоднородности как по площади, так и по разрезу, значительного различия фильтрационных свойств — происходит неравномерная выработка объектов, повышается риск преждевременного обводнения, понижается значение текущего КИН. В частности, из-за различной проницаемости пластов они неравномерно заводняются — и большая часть воды достается высокопроницаемому пласту АС10. Результат — опережающее обводнение и прорыв воды к забоям добывающих скважин. Также совместная закачка воды не дает возможности отслеживать, сколько закачано в каждый из горизонтов. В то же время в пласте АС12 для извлечения рентабельных объемов нефти необходимо создавать дополнительную депрессию.

Из всего вышенаписанного можно сделать простой вывод: разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной добычи одной скважиной (ОРЭ). Сходные технологии применяют и на нагнетательных скважинах ППД (поддержания пластового давления). Такая закачка называется ОРЗ – одновременно-раздельная закачка. Иногда происходит совмещение, т. е. из одного пласта происходит добыча, а в другой закачка. Общее название всех этих технологий – ОРЭ (одновременно-раздельная эксплуатация).

Первые образцы оборудования для ОРЭ созданы в СССР в 1930-х годах, работы в этом направлении были продолжены после войны. Широкие научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы начаты под руководством Н.К. Байбакова с конца 1950-х годов (Татария, Башкирия, Грозный, Куйбышев). Н.К. Байбаков в то время курировал всю нефтяную промышленность, и при его фактически каждодневном участии направление стало развиваться очень активно.

В 1965 году было организовано Особое конструкторское бюро по созданию и внедрению оборудованиядля ОРЭ скважин (ОКБ РЭ) в г. Баку, велись научноисследовательские и опытно-конструкторские работы в ТатНИПИнефть, ВНИИ, СевКавНИПИнефть, ОКБ БН, ВНИИТнефть, ВНИИКАнефтегаз.

К 1970 году были разработаны основные схемы ОРЭ и ОРЗ для работы в двух пластах, вскрытых одной скважиной: «фонтан-фонтан», «фонтан-насос», «насос-фонтан», «насос-насос», «газлифт-газлифт», «закачка-закачка», «закачка-отбор», «отбор-закачка».

Преимущества метода ОРЭ следующие:

• практически в два раза сокращаются затраты на строительство скважин;

• снижаются затраты на обустройство месторождений;

• снижаются потребности в добывающем оборудовании;

• приобщаются к разработке непромышленные запасы нефти;

• повышаются темпы ввода месторождений в разработку вследствие сокращения сроков разбуривания и обустройства месторождений;

• эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти;

• повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

Технология ОРЭ имеет более 50 схем применения, их использование зависит от технических и геологических условий эксплуатации скважины. Вообще реализовать эти системы можно двумя разными способами: двухтрубной и однотрубной (однолифтной и двухлифтной). Как понятно из названия, при двухтрубной технологии в скважину спускается две трубы одновременно, они идут либо параллельно, либо концентрично (труба малого диаметра внутри другой). Но такой вариант очень сложен в реализации, для него требуется, как минимум, скважина с эксплуатационной колонной большого диаметра (на практике не менее 178 мм) поэтому гораздо чаще применяется однотрубный вариант. В нем применяется одна труба, а для отсечения и разобщения пластов применяют пакер.

Двухлифтная штанговая насосная установка, цепной привод

Однотрубная ОРЭ также может осуществляться двумя способами: однонасосным и двухнасосным. Впрочем, двухнасосная эксплуатация может осуществляться и двухлифтным способом, но технологически это непросто.
Давайте рассмотрим один вариант ОРД с использованием ЭЦН+ШГН.

Продукция нижнего пласта, рисунок 1, поступает через пакер 1 и хвостовик в кожух 4 с электродвигателем 3 и через входной модуль на прием электропогружного насоса 2 и перекачивается им через обратный клапан в полость лифтовых труб и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта поступает через межтрубное пространство на прием штангового насоса 5 и перекачивается им в колонну лифтовых труб, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами.

В случае, если смешение продукции пластов недопустимо, насос 5 (рисунок 2) спускают с полыми штангами, имеющими канал 6, по которому поднимается продукция верхнего пласта отдельно от продукции нижнего пласта, поднимающейся к поверхности по кольцевому пространству между наружной поверхностью штанг и стенками лифтовых труб. При остановках электропогружного насоса 2, клапан предотвращает перетекание продукции верхнего пласта, перекачиваемой штанговым насосом 5 в нижний пласт.

Теперь рассмотрим компоновку для ОРЗ

Так она выглядит в реальности (после подъема)

Суть метода заключается в последовательно-секционном монтаже скважинной многопакерной установки, пакера которой отсекают каждый пласт. Для посадки и срыва используются разъединители, а закачка воды ведется через отверстия в скважинной камере (мандрели) Пакер с разъединителем и мандрелью образует секцию, число секций равно числу эксплуатируемых пластов. В результате возможна дифференцированная подача нужного объема жидкости с помощью штуцерного оборудования. Количество возможных секций может варьироваться от 2 до 6.

А теперь возникает резонный вопрос: а почему нельзя эксплуатировать все скважины таким способом? Во-первых, надо понимать, что это приводит к удорожанию работ. Но еще надо учитывать, что такое оборудование гораздо сложнее обычных насосов. Уже само по себе увеличение количества элементов, входящих в систему, даст уменьшение надежности. Кроме того, его устанавливать не везде возможно. Например, если это скважина малого диаметра, то это означает невозможность использования параллельных труб. А отказ одного из элементов при концентричном размещении НКТ приводит к тому, что приходится останавливать два, три, четыре пласта, которые мы эксплуатируем

Это была заключительная статья цикла, следующий - про природный газ

В своей теме в очередной раз прочитал о том, что у нас нефти море, но мы живём так себе: Где и сколько добывают нефти в России .

Про уровень жизни я не буду спорить, однозначно считаю, что мы можем жить лучше, хотя не так уж мы и плохо живем, как пишут.  Просто у нас есть яркая национальная черта – мы любим ныть и всегда всем быть недовольным. Прекрасно это описано в стихе Николая Зиновьева «Я-русский»

В степи, покрытой пылью бренной

Сидел и плакал человек.

А мимо шел Творец Вселенной.

Остановившись, он изрек:

«Я друг униженных и бедных,

Я всех убогих берегу,

Я знаю много слов заветных.

Я есмь твой Бог. Я все могу.

Меня печалит вид твой грустный,

Какой бедою ты тесним?»

И человек сказал: «Я — русский»,

И Бог заплакал вместе с ним.

Но я отвлекся. Я не верю словам, я верю в цифры и факты. Поэтому подсчитаю, сколько нам денег приносит нефть в расчёте на одного человека, может куда меньше, чем стомиллионовтысяч, как это пишут в ваших интернетах.

Итак, в качестве расчёта возьму нефть сорта Urals, потому что такой нефти у нас большинство. В прошлом году в России добыли 560.2 миллиона тонн: https://www.interfax.ru/business/690054. Правда на экспорт ушло 248,1 миллионов тонн. Средняя годовая цена данной смеси нефти была 63,59 долларов за баррель: https://finance.rambler.ru/realty/43469348-tsena-rossiyskoy-.... Население России в прошлом году было 146,7 миллиона человек

На россиянина пришлось 3,81 тонны нефти в год. Средняя плотность нефти Urals плавает, для расчета возьмем среднюю 0,87 г/см3. Переведём массу в объем и подсчитаем, сколько нефти было добыто на человека пришлось 3,81 тонны в год, если перевести в баррели – 27,54 барреля в год. Если взять только ту нефть, которую отправили на экспорт, то получится итого меньше – 1,69 тонны, 12,21 барреля.

Средний курс доллара был в прошлом году 64,61 рубля https://ratestats.com/dollar/2019/. А средняя цена барреля была 63,59 доллара: https://finance.rambler.ru/realty/43469348-tsena-rossiyskoy-...

Значит если взять всю добытую нефть, продать и раздать всем поровну, то россиянин получил бы 1751,21 доллар, а в рублях 113149 рублей. А если взять только экспортируемую, то 776,43 доллара или 50165 рубля. Вот такая вот математика, много или мало – считайте сами

Добычей нефти в России занимается 336 компаний и только 76 из них в промышленных масштабах (объемы добычи свыше 1 миллиона тонн).
Наибольшие объемы добычи принадлежат «большой четверке» - Роснефть, Газпромнефть, Лукойл и Сургутнефтегаз. Также неплохие объемы добычи попутной нефти у газовых компаний –Газпрома и НОВАТЭК.

Добыча иностранными компаниями ведется только в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) и составляет порядка 3,5% добываемой нефти в России
12 компаний добывают 89 % всей российской нефти, а остальные 324 – всего 11%. Многие мелкие компании, например, оренбургская Преображенскнефть, эксплуатируют 1-3 небольших месторождения.

Добыча нефти ведется в 34 регионах России, но сосредоточена крайне неравномерно.

Основа российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь. Главный регион – ХМАО. Но в ХМАО большинство месторождений сильно истощены, поэтому добыча нефти в нем медленно, но стабильно снижается. Сорок лет назад в нем добывали 60 % всей нефти РСФСР, но в прошлом году в нем добыли 51% российской нефти.

Второй регион по объемам добываемой нефти – ЯНАО. Добыча нефти в нем относительно невелика, в прошлом году добыли почти 9% всей нефти, но в добыче газа это лидер, который вырывается на корпус вперед – свыше 80% всего нашего газа добывают именно там.

Следующий район нефтедобычи – это «второй Баку». Так называют Урало-Поволжье, добывать нефть в котором начали еще до войны, в тридцатых годах. Здесь имеются два лидера: Татарстан и Оренбургская область, которые попеременно разделяют третье и четвертое место по нефтедобыче. В прошлом году пальма первенства безоговорочно принадлежала Татарстану, там добыли 37 миллионов тонн нефти.

Очень хорошим потенциалом обладает Астраханская область, только на шельфе Каспийского моря имеется порядка миллиарда тонн, но ввиду того, что добыча там сопровождается большими сложностями (много сероводорода, большие глубины, трудности морской добычи) добыча ведется там довольно медленно, порядка 6-7 миллионов тонн ежегодно.
Также неплохо ведется добыча в Самарской области и Башкортостане, в других регионах добыча ниже (Удмуртия, Чувашия, Пермский край).

Третьим районом добычи нефти является Тимано-Печерская нефтегазносная провинция. Добыча там осуществляется в двух регионах: Республике Коми и находящемся за полярным кругом в сложных погодных условиях – Ненецком автономном округе (НАО). Если добыча нефти в Коми достигла пика в 1980-х годах, то в НАО добыча начала развиваться только в 1990-х годах из-за прихода иностранных инвесторов в рамках соглашения о разделе продукции. В Тимано-Печоре добывается 5,5% от добычи в стране.

Самым старым районом нефтедобычи в России является Сереный Кавказ, где добыча нефти ведется более ста лет. В результате добыча в нем совсем невелика, не более 0,3% всей добычи, в основном в Краснодарском крае и Ставрополье, а в Чечне, Ингушетии и Дагестане добыча нефти снизилась до нескольких сотен тонн. Знаменитые некогда Грозненские промыслы, к которым рвался Гитлер, дают всего 202 тонны нефти в день. Примерно такая же ситуация в Калмыкии, правда там объемы добываемой нефти всегда были невелики.

Наиболее же молодым регионом по добыче нефти является Восточная Сибирь и Дальний восток. Месторождения были открыты там давно, но ввиду труднодоступности района и практически полного отсутствия инфраструктуры добыча велась в промышленных масштабах только на Сахалине. Но после распада СССР у нас появился новый друг –Китай с его огромным рынком. В результате была распечатана эта кубышка. В 1990-х гг. началась добыча нефти на шельфе Сахалина – проекты СРП Сахалин 1,2 (позже – 3). С 2010-х гг. добыча стала активно развиваться в Красноярском крае, Иркутской области и Якутии, откуда нефть преимущественно экспортируется в азиатские страны (Китай, Япония, Корея) по трубопроводу ВСТО. В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока добывается 13,5% нефти, больше всего – на Ванкорском месторождении Красноярского края. Большие запасы нефти и близость азиатских рынков сбыта делает восточные регионы самыми перспективным для развития нефтедобычи.

За период с 1980 г. по 2000 г. добыча нефти в России сократилась на 40%, преимущественно за счёт падения добычи в ХМАО, Татарстане и Башкирии. С 2000 г. по 2019 г. произошло как частичное восстановление добычи в старых нефтедобывающих регионах, так и начало добычи на востоке страны. Это позволило вплотную приблизиться к советскому рекорду 1983 года – 563 млн тонн. При этом можно было превысить и эти показатели, но объемы добычи нефти сдерживались картельным соглашением в рамках ОПЕК+

https://notboringeconomy.ru/kakie-kompanii-i-v-kakih-regiona...

Наткнулся на интересную информацию, что Саудовская Аравия снизит ежедневно добычу еще на один миллион баррелей ежедневно свыше квоты, которая была установлена в рамках ОПЕК+: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2020/04/12/827839....

Причина указана смешная, мол хотят спасти рынок нефти. Хотя реальная причин на поверхности – нефть девать некуда. Практически все танкеры зафрахтованы, многие неделями ожидают очередь на разгрузку, по сути являюсь гигантскими плавучими нефтехранилищами. И тогда я вспомнил, как месяц назад со всех экранов всевозможные жопоголики уже непонятно в какой раз кричали, что на этот раз точно все, саудиты покажут кузькину мать, зальют весь мир дешевой нефтью, наши же не смогут снижать нефтедобычу, поэтому будут сжигать миллионы тонн ненужной нефти. Если кто не помнит, то напомню, например, товарищ Геннадий Гудков с «Эха Москвы» витийствовал, как Саудовская Аравия поставила Россию на колени, выбила с рынка своей сверхдешевой нефтью, и Путин, естественно – фсе: https://echo.msk.ru/blog/gudkov/2624680-echo/. Интересно, почему сейчас молчат эти товарищи.

Самое удивительное, что все эти доморощенные «аналитики» упускают, что нефть мало, что надо добыть, но ее еще надо продать и поставить покупателю. И у нас в сравнении с США и Саудовской Аравией имеется огромное преимущество – трубопроводная система, которая позволяет быстро, надежно, стабильно и относительно недорого поставлять нефть к потребителям.

Давайте же подсчитаем, во что бы нам обошлось, если бы у нас не было трубопровода и нам пришлось бы транспортировать нефть по железным дорогам и морем. Исходим из того, что на последней сделке ОПЕК+ наша страна приняло ограничение добычи нефти до 8 миллионов баррелей ежедневно. Примерно половина добываемого объема потребляется внутри страны, а половина идет на экспорт. Значит будем плясать от того, что в день нам надо вывезти 4 миллиона бареллей нефти. Округлим объем барреля до 159 литров, для вывоза будем использовать стандартную четырехосную цистерну для нефтепродуктов объемом 77,17 м3, длинной по осям сцепок 12,02 метра, округлим их до 73 и 12 соответственно. В такой цистерне помещается 459,11 баррелей нефти, соответственно для вывоза по железной дороге ежедневного объема на экспорт нам понадобится 8712 вагонов. Длинна такого состава будет (без учета локомотива), 104,5 километра.

Предположим, что нефтеналив у нас находится в Сургуте. Расстояние до ближайшей границы, Белорусской, города Орша – 3296 километров. Средняя маршрутная скорость грузовых поездов по нашим железным дорогам составила 394 километра в сутки, следовательно, нефть будет добираться только до Беларуси 8,4 суток, значит длинна занятых нефтяными цистернами вагонов будет составлять 877 километров, а для стабильного грузооборота нам понадобится 146361 вагон-цистерна. Если учесть, что чаще всего для формирования состава применяется 71 условный вагон, нам для транспортировки нефти туда-обратно понадобится 2061 локомотив. И это без учета их наработки, периодического т/о, ремонта и прочего.

А что было бы, если бы нам пришлось вывозить нефть танкерами. Проблема возникла бы сразу, где сделать нефтеналив. Тянуть составы в Усть-Лугу или на Черное море нет смысла, тогда уж лучше сразу гнать в Беларусь. Выберем вариант Сабетту, где находится крупнейший в России завод по производству сжиженного природного газа и порт, где погрузки газововозов. Кинем туда железнодорожную ветку от ближайшей станции – Ямбурга, каких-то 400 километров по прямой, а если тянуть дорогу – то не менее тысячи. Будем также гнать из Сургута нефть. Закупим танкеры, пусть это будут самые распространённые танкеры класса LR-1, куда поместится 735 294 баррелей нефти. Соответственно нам понадобится всего 5,5 танкеров в сутки. Рейс до терминала Сабетты до французского терминала Montoir-de-Bretagn составляет семь суток, следовательно, для постоянного грузооборота нам потребуется 77 танкеров такого класса.

У меня все, спасибо, кто прочитал эту, в целом, бесполезную информацию