Распределение мировых запасов углеводородов. Регионы добычи нефти и газа на море. Лицензионные участки на шельфе России.

Методы увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов (КИН). Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу и темпы разработки залежей.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Основные определения. Оценка эффективности.

Классификация МУН:

1. Гидродинамические

· Заводнение

· Горизонтальные скважины

2. Тепловые методы

· Нагнетание горячей воды

· Нагнетание пара

· Внутрипластовое горение

3. Физико-химические методы

· Нагнетание ПАВ

· Нагнетание водных растворов полимеров

· Нагнетание водных растворов щелочи

· Нагнетание водных растворов кислот

· Мицеллярно-полимерное заводнение

4. Газовые методы

· Нагнетание СО2

· Нагнетание углеводородных газов

· Нагнетание Азота

5. Микробиологические методы

Газовые:

• закачка углеводородного газа (в т.ч. ШФЛУ)широкая фракция легких ув)

• воздействие на пласт двуокисью углерода

• закачка воздуха в пласт

• закачка азота, дымовых газов и др.

Закачка воздуха – за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает образование эффективных вытесняющие агенты. В результате непосредственно в пласте образуется газовый агент, содержащий азот, углекислый газ и ШФЛУ.

Закачка двуокиси углерода - и уменьшает межфазное натяжение, что увеличивает фазовую проницаемость нефти и способствует отмыву пленочной нефти. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем увеличивается.

Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. - м етод основан на горении твердого пороха в жидкости. Он сочетает тепловое механическое и химическое воздействие. Образующиеся газы под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины, а нагретые до 250°С пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин и смолы.

Химические:

• вытеснение нефти растворами полимеров

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ

• вытеснение нефти щелочными растворами

• вытеснение нефти кислотами

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (ВУС, мицеллярные растворы и др.)

• микробиологическое воздействие

Полимер­ное заводнение занимает ведущее место в химических методах воздействия на пласт. Закачка полимерной оторочки обеспечивают выравнивание профиля притока и увеличивает охват пласта при заводнении.

Заводнение водными растворами ПАВ направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой.

Ще­лочное заводнение основано на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются высоковязкие эмульсии, способные выравнивать профиль притока. Эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

Микроорганизмы в отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления, способны к размножению и усилению биохи­мической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Гидродинамические.

• форсированный отбор жидкости

• нестационарное заводнение (циклическое заводнение,

изменение направления фильтрационных потоков)

• вовлечение в разработку недренируемых запасов

• барьерное и очаговое заводнение

Форсированный отбор жидкости – применяется на поздней стадии разработки, когда об­водненность достигает более 75%.

При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации.

Барьерное заводнение – его суть состоит в том, что нагнетательные скважины распола­гают в зоне ГНК. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким обра­зом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа - в нефтяную часть.

Комбинированный метод

• гидродинамический и тепловой методы

• гидродинамический и физико-химический методы

• тепловой и физико-химический методы

• другие комбинации известных методов

С точки зрения воздействия на пласт в большинстве случаев реализуется комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются перечисленные методы

4. Роль морских месторождений в общем балансе добычи углеводородов в мире. Динамика роста мировой добычи нефти и газа на морских месторождениях.

Одна из наиболее острых и актуальных мировых проблем в настоящее время - обеспечение всё возрастающих потребностей многих стран в топливно-энергетических ресурсах.

Нефть и газ относительно стремительно истощаются, однако поиск новых альтернативных источников энергии пока не дает существенного результата. Решение проблемы термоядерного синтеза оказалось не такой простой задачей.

К середине XX века их традиционные виды - уголь и древесное топливо уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками энергии, но и важнейшим сырьем для химической промышленности.

На этом слайде наглядно показана динамика роста мировой добычи нефти с начала 20 века. И если в 1900 году добыча нефти составляла 20 млн. тонн, то к настоящему времени она превысила 4 млрд. тонн, т.е. за 110 лет добыча нефти увеличилась в 200 раз.

Причем наибольший рост пришелся на период до начала 80-х годов прошлого века, а начиная с 80-х годов темп роста добычи нефти заметно снизился в связи с энергетическим кризисом по причине резкого увеличения стоимости нефти.

В мировом энергетическом балансе доля нефти и газа составляет около 65%, а в развитых странах она превысила 75%.

Здесь же можем видеть обеспеченность нефтедобывающих стран нефтью. Лидером является Катар – 150 лет. Затем следуют Ирак – 115, ОАЭ – более 100 лет, Саудовская Аравия – 90, Иран – 70 и на 6-ом месте Россия – 60 лет. В целом мир на сегодня обеспечен запасами нефти на 50 лет.

Между прочим, когда я был студентом, также говорили, что запасов нефти в мире осталось примерно на 50 лет, с тех пор прошло 40 лет, но по-прежнему говорят, что запасов нефти осталось на 50 лет.

В условиях истощения запасов нефти и газа на суше повышается роль Мирового океана как источника этих углеводородов.

Мировая тенденция такова, что добыча нефти постепенно перемещается с месторождений на суше на морские месторождения.

Суша это привычная среда и, с учетом ее доступности, ее недра изучены намного лучше, чем недра под морскими акваториями.

Одной из причин является то, что стоимость всех работ в море значительно выше, чем на суше, включая обустройство месторождений и их эксплуатацию. Разведочная скважина может стоить сотни миллионов долларов.

Площадь Земли - 510 млн. кв. км, из них на сушу приходится 29%, а на воду 71%. В северном полушарии моря - 61%, южном - 81%.

Причем 60 % водной поверхности это глубоководные бассейны с глубинами более 3 км и, только 13% это шельф с глубинами до 200 м.

Разведка и освоение нефтегазовых ресурсов шельфа потребовали создания и освоения принципиально новых технических средств.

По существу за последние 30-40 лет возникла самостоятельная отрасль промышленности, которая позволяют выполнять весь комплекс работ по разведке и обустройству месторождений на глубинах до нескольких километров, включая прокладку трубопроводов и подводно-технические работы при помощи обитаемых и необитаемых аппаратов и роботов. Газопровод «Голубой поток» проложен по дну Черного моря где глубины более 2 км.

Сейчас известно около 1500 морских месторождений нефти и газа.

Систематические поиски нефтяных месторождений на морских акваториях были начаты в 50-х годах. B 1965 всего 5 стран мира осуществляли морскую добычу нефти, в 1968 -21 страна, в 1973 более 30 стран, а с 1984 уже более 40 государств добывают газ и нефть co дна морей и океанов.

Перспективная на нефть и газ площадь дна океанов и морей равна примерно 60-80 млн. км2, в том числе около 13 млн. км2 приходится на шельф с глубинами до 200 метров, что составляет почти половину всей площади шельфа Мирового океана. Ресурсы углеводородов в осадочной толще океанов и морей, по оценке специалистов, достигают 60-70% от общемировых, т.е. большая часть приходится на морские акватории.

В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров добычи нефти в Мировом океане. Главный из них это - Персидский залив.

Второй по объему добычи - Мексиканский залив, который является давно освоенным районом морской добычи нефти и газа.

У американского побережья Мексиканского залива открыто около 700 промышленных скоплений нефти и газа, что составляет примерно 50% всех месторождений, известных в Мировом океане. В Мексиканском заливе пробурена треть всех морских скважин.

Крупными запасами нефти обладает Венесуэльский залив. Годовая добыча нефти этого района превышает 100 млн. тонн.

Северное море. В свое время сенсационным явилось открытие Североморской нефтегазовой провинции. Высокие цены на нефть способствовали быстрому освоению ресурсов Северного моря.

Максимум добычи нефти в Великобритании - 140 млн. т/год, пришелся на 1999 год, а в этом году планируется добыть 40 млн. т. нефти.

В Норвегии максимум добычи нефти - 170 млн. т/ год был в 2000 году. На рубеже 2000-х в Северном море добыча нефти превышала 300 млн. т.

В норвежском секторе в 70 км от берега открыто крупнейшее газовое месторождение Тролль с запасами 1,5 трлн.м3. Глубина моря 350 м.

В 1996 году здесь была введена в эксплуатацию гигантская платформа, включающая буровой, энергетический, технологический и жилой комплексы. Вес этой платформы составляет 660 тыс. тонн, общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть.

Развивается нефтегазовая провинция в Южно-Китайском море. Это в первую очередь Вьетнам, Малайзия, Индонезия.

Удаленность регионов добычи от потребителей ставит непростые задачи связанные с транспортом нефти и газа. Вам хорошо известны трубопроводный транспорт нефти и газа, морской с помощью нефтяных танкеров и в последнее время развивается транспорт сжиженного природного газа СПГ.

СПГ образуется при охлаждении до -162оC. Перевозить и хранить СПГ легче, чем природный газ, т. к. он занимает в 600 раз меньший объем. Сжижение природного газа делает транспортировку более эффективной и это позволяет практически любым странам получать доступ к природному газу.

Исследование методом восстановления давления (КВД)

Исследования методом КВД проводятся на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно работающей скважины в режиме отбора.

Давление на забое скважины записывается регистрирующим скважинным манометром с автономной или дистанционной записью показаний. Такой манометр, спускаемый на забой скважины до ее остановки, дает запись изменения давления в функции времени t.

После закрытия скважины мгновенной ее остановки скважины не происходит, а будет продолжающийся последующий затухающий приток жидкости из пласта в скважину. Поэтому последующий приток является источником некоторых погрешностей, которые возможно исключить путем специальной обработки фактических данных.

Поэтому фактическую кривую необходимо перестроить в полулогарифмические координаты DP(Lnt) и найти ее постоянные коэффициенты а и b. Начальный участок КВД не укладывается на прямую, что связано частично с последующим притоком, о котором было сказано выше, и инерцией масс жидкости.

Исследование на неустановившихся режимах позволяет качественно оценить изменение проницаемости в удаленных областях пласта. Наличие таких аномалий обусловливает вид концевых участков КВД. Увеличение углового коэффициента b на концевых участках соответствует уменьшению проницаемости, уменьшение b - увеличению проницаемости.

Нагнетательные скважины исследуются методом падения давления (КПД)

Подготовка скважин к исследованию.

1. Первичные исследования – являются основными и обязательными, позволяют

определить параметры пласта, его продуктивную характеристику, установить режим

эксплуатации скважины, связь между дебитом, забойным и устьевым давлением, и

температурой. Определяют количество ж. и тв. примесей при различных режимах работы

скважины, пластовое давление, влияние степени и характера вскрытия на производительность

скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления. Проводятся после первого пуска

скважины в эксплуатацию.

2. Текущие – проводятся на эксплуатационных и переведенных в фонд эксплуатационных

разведочных скважинах в процессе разработки месторождения. Основная задача – получение

информации о всех или о части параметров, определяемых в первичных исследованиях, для

анализа и контроля за разработкой. Если текущие исследования выявляют существенные

изменения ряда параметров, определяемых по результатам первичных исследований, то

обосновывается необходимость внесения соответствующих корректив в проект разработки.

Текущие исследования позволяют также установить устойчивость режима эксплуатации

скважин, процессы очищения и загрязнения призабойной зоны, отложения солей в трубах,

процесс коррозии скважинного оборудования, характер распределения пластового давления по

площади и по толщине пласта, продвижение воды в залежь, обводнение скважины, характер

выхода конденсата в процессе разработки, эффективность ингибирования и работ по

интенсификации.

3. Специальные исследования – проводятся для определения параметров, обусловленных

специфическими характеристиками данного месторождения. К данным исследованиям

относятся работы по контролю за положением ГВК и ГНК, изучение степени истощения

отдельных продуктивных пластов и возможности перетоков при укреплении призабойной зоны,

установки цементных мостов, мероприятий по интенсификации добычи.

4. Контрольные исследования- проводятся для контроля за текущими исследованиями,

определяют параметры,необходимые для проектирования и анализа разработки

месторождения. Для этих исследований используют более совершенную, тщательно

оттарированную аппаратуру и приборы.

Классификация: -ГГДИ

-геофизические(иссл-ют участок непосредственно примыкающий к стволу скважины)

-лабораторные (изучают физ.-хим. св-ва газосодержащих объектов и флюидов, носит

точечный характер)

ГГДИ:

1) На стационарных режимах (метод установившихся отборов, изохронный, ускоренный

изохронный, экспресс-метод, метод монотонно-ступенчатого изменения дебита)

2) На нестационарных режимах (КВД и КСДиД)

Подготовка скважины:

1. Изучение скважины (констр-я, глубина, зона и тип перфорации, состав продукции,

температура, давление, данные геофизики)

2. Перед испытанием скважины, вышедшей из бурения, необходимо освоить ее, не

допуская при этом образования на забое песчано-глинистой пробки. В условиях возможного

разрушения пласта и подтягивания конуса подошвенной воды не допускается создание

больших депрессий на пласт. В зависимости от ожидаемого дебита необходимо выбрать такую

конструкцию фонтанных труб, при которой обеспечивается вынос потоком газа твердых и

жидких примесей из забоя скважины. Соблюдая названные условия, продувку скважины

следует осуществлять многоцикловым методом, который заключается в следующем: сначала

устанавливают шайбу (штуцер) небольшого диаметра; постепенно увеличивая диаметр шайбы,

снимают 4—5 точек; затем диаметр шайбы уменьшают до начального, установленного при

прямом ходе, и снимают при этом также 4-5 точек в обратном порядке. Как правило, в процессе

продувки делают 2-3 цикла, затрачивая на каждый режим 30-40 мин.

3. Устье скважины, не подключенной к промысловому газосборному пункту, перед

газогидродинамическим исследованием оборудуется лубрикатором, образцовыми

манометрами, сепаратором, измерителем расхода, термометрами и выкидной линией для

факела. Установка Надым-1.

Особенности освоения

1. Высокие ледовые нагрузки на объекты добычи в Печорском море

2. Неразвитая промышленная инфраструктура в регионе

3. Отсутствие аналогов в мировой практике

4. Транспортировка нефти в сложных природно-климатических условиях

Для обеспечения круглогодичной эксплуатации платформы и транспорта нефти в условиях повышенных ледовых нагрузок и небольших глубин впервые в мировой практике были созданы специализированные челночные танкеры ледового класса дедвейтом 70 тыс. тонн.

Испытатель пластов

• Пластоиспытатель представляет собой совокупность инструментов, аппаратов и приборов, скомпонованных воедино для проведении измерений, необходимых при испытании пласта.

• Испытание пласта - это технологический комплекс работ в скважине, связанный со спускоподъёмными операциями инструмента, созданием глубокой депрессии на пласт, многоцикловым вызовом притока пластовой жидкости и отбором глубинных проб с регистрацией диаграмм изменения давления и температуры на забое и в трубах автономными манометрами.

• Каждый цикл состоит из открытого периода с регистрацией кривой притока (КП) и закрытого периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Продолжительность периодов выбирают, исходя из решаемой задачи.

• Так для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида и оценки фактической продуктивности требуется большая продолжительность притока, а также длительная КВД для определения гидропроводности удалённой зоны пласта, потенциальной продуктивности и скин-фактора (второй цикл).

• Испытатель пластов трубный (ИПТ) применяют для испытаний пластов в открытом стволе в процессе бурения, а также в обсаженных и перфорированных скважинах, когда использование стандартных технологий КВД и ИД малоинформативно:

• в низко- и среднедебитных эксплуатационных скважинах,

• при наличии перфорации двух стратиграфически различных пластов,

• при работе скважины в режиме неустойчивого фонтанирования.

• Преимущества ИПТ заключаются в возможности создания малого подпакерного объёма, что позволяет снизить влияние упругой реакции ствола скважины и, тем самым, получить необходимые условия фильтрации в пласте при меньшей продолжительности исследований.

• Тем не менее, время нахождения ИПТ на забое скважины ограничено, поэтому радиус исследования пласта при использовании ИПТ невелик, а полученные параметры пласта лишь приблизительно характеризуют добывные возможности скважины в условиях длительной эксплуатации.

И технологическим комплексамиМасса – 15 тыс. тДлина – 96 мШирина – 72 мСкважин – 30 ед.Глубина моря – 11,5 мВысота от уровня моря – 87 мПлавучее нефтехранилище с точечным причаломДедвейт ПНХ – 28 тыс. т Длина – 132 мГлубина моря – 20 м

На этом фото только малая часть оборудования установленного на платформе.

Это наглядная демонстрация того как платформа насыщена различным оборудованием, причем не в одной плоскости, а в несколько уровней.

На переднем плане над баннером с девизом «Чистота Каспия - дело нашей чести» выделяются котлы утилизаторы, установленные на выхлопных линиях газовых турбин.

По ледовым условиям Северный Каспий может сравниться с Арктикой.

В целом Северный Каспий характеризуется уникальными природно-климатическими условиями - это мелководье, сложные ледовые условия, а также возможные многометровые колебания уровня Каспия, которые могут произойти за расчетный срок службы платформы - 35 лет.

Например при проектировании трубопроводов внешнего транспорта нефти и газа пришлось учитывать возможный подъем уровня моря и затопление прибрежного участка суши. Поэтому даже на береговом участке, т.е. там где сейчас суша, но возможно затопление, трубопроводы проложены по морскому, т.е. с обетонированием (газопровод на участке 20 км, а нефтепровод - 10 км).

С учетом природно-климатических условий опорные основания платформ рассчитываются на экстремальное сочетание воздействия волн, льда и сейсмических колебаний и по этой причине значительно увеличивается их металлоемкость и соответственно стоимость строительства.

На этом снимке видны нагромождения льда у ЛСП Корчагина, которые порой достигали верхней кромки ледовой защиты, расположенной на высоте 17,2 метра от дна моря, т.е. превышали уровень воды на 6 метров.

Нетрудно рассчитать, что при такой высоте наслоенного льда он не только достигает дна, но и создает давление около 4-х тонн на метр квадратный.

Такие нагромождения могут ограничить доступ судов обслуживания к платформам.

На этом снимке видно, что при таких скоплениях льда возникают проблемы со спуском спасательных шлюпок.

Следует однако отметить, что такие скопления образуются довольно редко и обычно с одного борта платформы, а шлюпки установлены с разных бортов как на производственной, так и на жилой платформах и по правилам безопасности число посадочных мест в шлюпках рассчитано на вдвое большую численность обслуживающего персонала.

Кроме того, на случай возникновения нештатной ситуации, недалеко от платформы постоянно дежурит аварийно-спасательное судно.

На этом снимке, сделанном с вертолета 09 сентября 2014 года, т.е. всего неделю назад, видна панорама строительства 4-х платформ первой очереди обустройства месторождения Филановского. На снимке запечатлен момент постановки верхнего строения райзерного блока на опорный блок.

Верхнее строение устанавливается с помощью кранового судна «Волгарь» грузоподъемность которого составляет 1600 тонн. К сожалению фактический вес верхнего строения оказался несколько большим 1600 тонн и пришлось срезать верхнюю палубу и устанавливать верхнее строение в два приема.

В октябре должны установить верхнее строение ЛСП и три переходных моста.

Одна из наиболее острых и актуальных мировых проблем в настоящее время - обеспечение всё возрастающих потребностей многих стран в топливно-энергетических ресурсах.

Нефть и газ относительно стремительно истощаются, однако поиск новых альтернативных источников энергии пока не дает существенного результата. Решение проблемы термоядерного синтеза оказалось не такой простой задачей.

К середине XX века их традиционные виды - уголь и древесное топливо уступили место нефти, а затем и газу, ставшими не только главными источниками энергии, но и важнейшим сырьем для химической промышленности.

На этом слайде наглядно показана динамика роста мировой добычи нефти с начала 20 века. И если в 1900 году добыча нефти составляла 20 млн. тонн, то к настоящему времени она превысила 4 млрд. тонн, т.е. за 110 лет добыча нефти увеличилась в 200 раз.

Причем наибольший рост пришелся на период до начала 80-х годов прошлого века, а начиная с 80-х годов темп роста добычи нефти заметно снизился в связи с энергетическим кризисом по причине резкого увеличения стоимости нефти.

В мировом энергетическом балансе доля нефти и газа составляет около 65%, а в развитых странах она превысила 75%.

Здесь же можем видеть обеспеченность нефтедобывающих стран нефтью. Лидером является Катар – 150 лет. Затем следуют Ирак – 115, ОАЭ – более 100 лет, Саудовская Аравия – 90, Иран – 70 и на 6-ом месте Россия – 60 лет. В целом мир на сегодня обеспечен запасами нефти на 50 лет.

Между прочим, когда я был студентом, также говорили, что запасов нефти в мире осталось примерно на 50 лет, с тех пор прошло 40 лет, но по-прежнему говорят, что запасов нефти осталось на 50 лет.

Внутри каждого блока установлены датчики расхода, давления и температуры, а также управляемые с поверхности клапаны, для возможности перекрытия отдельных участков пласта, или регулирования их производительности.

Совершенствование скважинных клапанов включает минимизацию гидравлических и электронных линий управления, срабатывание клапана по радиочастотному коду (RFID), генерацию электроэнергии в скважине для работы клапанов и датчиков.

Основные преимущества:

- Выравнивание профиля притока к скважине

- Изоляция проблемной зоны без остановки скважины

- Увеличение коэффициента охвата скважины

- Проведение гидродинамических исследований (КПД, КВД) на отдельных интервалах без остановки скважины.

Возможности и приимущества

Внутрискважинный газлифт

Переменная добыча газа

Нестационарное заводнение

Испытание разведочных скважин*

С дискретными датчиками

(одномодовый

С распределенным датчиком

(одномодовый или многомодовый)

Оптоволоконный расходомер

Оптоволоконная технология –датчики объемного расхода: -1,-2,-3х фазные

Отсутствие движущихся частей, электроники

Высокая надежность

Низкая погрешность (1% для однофазного; 5% для многофазного)

Реверсивный (работает в обоих направлениях)

Калибруется на заводе без необходимости дальнейшей калибровки в полевых условиях

Оптический расходомер

Скваженные датчики

1. Электронные датчики:

Тензодатчики сопротивления

Термометры

Манометры

2. Кварцевые

3. Оптические датчики:

Датчик Р/Т

Распределенный датчик температур (DTS)

•

 

•

 

Распределение мировых запасов углеводородов. Регионы добычи нефти и газа на море. Лицензионные участки на шельфе России.

Страны не в одинаковой степени обеспечены запасами нефти и газа. Основная часть мировых запасов нефти, а это примерно 65%, сосредоточена на Ближнем и Ср.Востоке.

Запасы - это то, что уже обнаружено в результате сейсмических исследований, подтверждено бурением и поставлено на баланс.

Следует также различать запасы геологические, т.е. то, что находится в продуктивных пластах и запасы извлекаемые, которые можно извлечь при современном уровне развития техники и технологии нефтедобычи.

В России имеются Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) и Центральная комиссия по разработке (ЦКР), основной целью деятельности которых является обеспечение рационального недропользования в интересах государства.

Нужно стремиться к увеличению коэффициента извлечения нефти. В большинстве случаев значение КИН около 0,5, т.е. после завершения разработки примерно половина нефти остается в недрах.

С развитием техники и технологии доля извлекаемых запасов увеличивается и яркий пример тому - сланцевые нефть и газ. Сланцевые залежи нефти и газа было нерентабельно разрабатывать традиционными методами, однако с помощью гидроразрывов пласта (многозонный ГРП) удается значительно увеличить дебит скважин и обеспечить рентабельность добычи.

Закачка больших объемов жидкости в скважину ведет к росту давления в призабойной зоне продуктивного пласта и при достижении давления превышающего горное давление, происходит разрыв пласта с образованием протяженных трещин и в эти трещины закачивают расклинивающий материал - обычно это специально изготовленный пропант, керам. шарики примерно - 1 мм. (Не пропан).

Расклинивающий материал предотвращает смыкание трещин после прекращения закачки жидкости и снижения давления, что обеспечивает хорошую проницаемость в призабойной зоне продуктивного пласта и значительный рост дебита скважин.

Стоит отметить, что уровень разведанных запасов за последние 30 лет увеличился в два раза. Так, в середине 1980-х гг. нефтяные запасы Саудовской Аравии выросли в полтора раза, а в конце 2000-х гг. Венесуэла открыла ряд крупных месторождений в бассейне реки Ориноко, что позволило ей выйти на первое место.

Тенденцией последних лет является снижение запасов легкодоступной нефти и сокращение числа месторождений с «легкой» нефтью. Сегодня 80 % добываемой нефти приходится на месторождения, открытые до 1973 года.

Добыча нефти в США в середине этого года вышла на максимальный с 1987 года уровень и составила 8,5 миллиона баррелей в сутки. В 2015 году в США будет добываться 9,3 миллиона баррелей в сутки (примерно 465 млн. т/год) - самый высокий уровень добычи с 1972 года.

США продолжают снижать долю импортной нефти. Ожидается, что в следующем году импорт составит 22% по сравнению с 33% в 2013 году и 60% в 2005 году. Таким образом, в следующем 2015 году США закупят минимум нефти и нефтепродуктов за последние 45 лет.

Благодаря открытию новых месторождений и развитию технологий добычи сланцевых нефти и газа США становятся одним из крупнейших производителей углеводородов в мире.

В настоящее время сложилось несколько крупнейших центров добычи нефти в Мировом океане. Главный из них это - Персидский залив.

Второй по объему добычи - Мексиканский залив, который является давно освоенным районом морской добычи нефти и газа.

У американского побережья Мексиканского залива открыто около 700 промышленных скоплений нефти и газа, что составляет примерно 50% всех месторождений, известных в Мировом океане. В Мексиканском заливе пробурена треть всех морских скважин.

Крупными запасами нефти обладает Венесуэльский залив. Годовая добыча нефти этого района превышает 100 млн. тонн.

Северное море. В свое время сенсационным явилось открытие Североморской нефтегазовой провинции. Высокие цены на нефть способствовали быстрому освоению ресурсов Северного моря.

Максимум добычи нефти в Великобритании - 140 млн. т/год, пришелся на 1999 год, а в этом году планируется добыть 40 млн. т. нефти.

В Норвегии максимум добычи нефти - 170 млн. т/ год был в 2000 году. На рубеже 2000-х в Северном море добыча нефти превышала 300 млн. т.

В норвежском секторе в 70 км от берега открыто крупнейшее газовое месторождение Тролль с запасами 1,5 трлн.м3. Глубина моря 350 м.

В 1996 году здесь была введена в эксплуатацию гигантская платформа, включающая буровой, энергетический, технологический и жилой комплексы. Вес этой платформы составляет 660 тыс. тонн, общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть.

Развивается нефтегазовая провинция в Южно-Китайском море. Это в первую очередь Вьетнам, Малайзия, Индонезия.

Удаленность регионов добычи от потребителей ставит непростые задачи связанные с транспортом нефти и газа. Вам хорошо известны трубопроводный транспорт нефти и газа, морской с помощью нефтяных танкеров и в последнее время развивается транспорт сжиженного природного газа СПГ.

СПГ образуется при охлаждении до -162оC. Перевозить и хранить СПГ легче, чем природный газ, т. к. он занимает в 600 раз меньший объем. Сжижение природного газа делает транспортировку более эффективной и это позволяет практически любым странам получать доступ к природному газу.

Венесуэла вышла на первое место в мире по запасам нефти. В последнее время там открыты огромные месторождения тяжелой нефти.

Израиль много лет искали нефть и газ на своем шельфе, но по-настоящему крупные его запасы были обнаружены совсем недавно в 2009-2010 годах. По предварительным оценкам, речь идет об 1 трлн. кубометров газа, потенциальная стоимость которого превышает 260 млрд. долл.

Основные месторождения - это «Тамар» (280 млрд. кубометров), продуктивные пласты мощностью 140 метров залегают на глубине 5 тысяч метров ниже уровня моря, площадь месторождения — 250 квадратных километров и «Левиафан» (450 млрд. кубометров), находящееся в 140 км от берега.

Буровые работы на месторождении Тамар (Tamar) были начаты в 2008 году. В марте 2009 года в 54 километрах от израильского берега было открыто газовое месторождение Далит (Dalit). Глубина моря в этом месте достигает 1300 метров, газовая залежь обнаружена на глубине порядка 4000 метров.

Месторождение Левиафан (Leviathan) располагается в 135 километрах на запад от города Хайфа. Под слоями морской воды и осадочного чехла находятся не только огромные запасы газа (прогноз в 450 млрд. кубометров), но и нефтяные пласты (более 4 миллиардов баррелей в совокупности). Площадь месторождения — около 325 квадратных километров.

Левиафан признан самым крупным газовым месторождением, среди открытых в 2000-х годах.

В марте 2013 года начата добыча и поставка газа с месторождения Тамар в Средиземном море. В 24 километрах от берега установлена платформа высотой 290 метров, вес ее – 34 тысячи тонн. Глубина моря 240 метров.

Это событие является ключевым шагом на пути к тому, чтобы Израиль стал энергетически самодостаточной страной.

В Баренцевом море соотношение запасов нефти и газа, в переводе на Условное топливо, примерно равное.

В Карском море в основном открыты месторождения газа, а в Охотском и Каспийском морях преимущественно нефть.

И если нефтяные запасы практически распределены, то газовые в объеме около 3 трлн. м. куб в нераспределенном фонде и основными причинами меньшей привлекательности газа это проблемы с транспортом газа и его сбытом.