Методи за добив на трудноизвличаем нефт. Основни изследвания. Трудновъзстановими запаси и фундаментални решения за

От 2019 г. петролните работници ще имат възможност да тестват новите си методи за извличане на труден за възстановяване нефт на отделни тестови площадки. Измененията в закона „За недрата“ бяха подготвени от Министерството на природните ресурси и Известия ги прегледаха. Поради високите рискове и високата цена на производството, петролните работници почти не се интересуват от разработването на шисти в Русия. Но намаляването на броя на големите конвенционални петролни находища в неразпределения фонд ги тласка към производството на труден за възстановяване петрол.

Министерството на природните ресурси подготвя основата за разработване на технологии за добив на трудноизвличаем нефт (ТРИЗ) в Русия. Шистите се намират дълбоко в земната кора. Изключително трудно е да се стигне до него при сегашното развитие на технологиите. Това прави добива на суровината скъп за петролните компании. Възможността за извличане на конвенционален нефт обаче става все по-малка. Министерството на природните ресурси има малко повече от 400 лицензии за разработване на находища. Повечето - около 390 - са класифицирани като малки и много малки, а единственият голям - Ростовцевское - се намира на територията на природен резерват.

Поради това отделът реши да стимулира допълнително развитието на неконвенционални запаси от суровини и да създаде отделни видовеползване на недра - специални полигони. Там ще бъдат изпробвани нови методи за добив на TRIZ, според измененията в закона „За недрата“, подготвени от Министерството на природните ресурси.

Държавата вече предоставя обезщетения за добива на „труден” нефт. Например петролните компании не трябва да плащат данъци за добив на минерали. Въпреки това петролните работници са лишени от стимули да тестват собствените си технологии. Те могат да извършват такива тестове в находищата само ако закупят пълен лиценз за добив на нефт.

По предложение на Министерството на природните ресурси полигоните ще бъдат разпределени според заявките на нефтените компании. В този случай разрешението за тестване на нови технологии може да бъде отделено от съществуващ лиценз за разработване на поле. Вторият вариант е получаване на депо на конкурентна основа. Победителят ще бъде определен въз основа на компетентност и научна подготовка.

И в двата случая лицензът ще бъде предоставен безплатно. При използване на полигона компанията ще бъде освободена от редовни плащания за проучване на недрата и данъци върху добива на нефт.

Срокът за ползване на депото е до седем години, с удължаване за още три години. След това време тестова частнаходището може да се класифицира като генерален лиценз за него, каза ръководителят на Министерството на природните ресурси Сергей Донской пред Известия.

„Очакваме, че благодарение на механизмите, заложени в законопроекта, нивото на производство на TRIZ в Русия значително ще се повиши“, добави министърът.

Законопроектът вече беше внесен в правителството през лятото на 2017 г. Тогава това беше съгласувано с Министерството на финансите, Министерството на икономическото развитие, Министерството на промишлеността и търговията и Министерството на енергетиката, съобщиха от МОСВ. Но в последния решиха да допълнят съдържанието на документа. Според ведомството новите предложения вече са подкрепени от основните играчи на пазара на нефт и газ и регионалните власти. Министерството на енергетиката и Министерството на икономическото развитие са съгласували настоящия вариант, съобщиха представители на ведомствата. Останалите министерства не отговориха на искането на Известия.

Руснефт подкрепя поправките, потвърди представител на компанията. Други организации не отговориха на въпросите на Известия.

Всички големи петролни компании са заинтересовани от създаването на депа, казаха от Министерството на природните ресурси. Източник, близък до ведомството, уточни, че това е особено важно за "Сургутнефтегаз", "Лукойл" и "Газпром нефт". Последният вече се експлоатира тестова площадкав находището Красноленинское в Ханти-Мансийския автономен окръг и има активи в района на формацията Баженов в Западен Сибир.

Този комплекс се счита за най-голямото находище на шисти в света. Там, според Администрацията за енергийна информация на САЩ, са натрупани 15–20 милиарда тона трудноизвличаем нефт. В допълнение, шисти от нефтените образувания Баженов, Абалак, Хадум и Доманик са открити във Волго-Уралския нефтен регион и Предкавказието. През 2017 г. Русия увеличи производството на петролни шисти до 39 милиона тона.

На фона на намаляващите запаси от неразработен традиционен нефт производството на ТРИЗ става все по-важно, отбеляза водещият експерт на Фонда за национална енергийна сигурност Игор Юшков. Спадът в цената на петрола Brent през 2014–2016 г. от $100 на $35 за барел наложи повече инвестиции в оптимизиране на производството от съществуващи активи. Поради това развитието на шистовите находища се забави значително. Според Министерството на природните ресурси само през 2015 г. инвестициите на петролните компании в геоложки проучвания са намалели с 13% до 325 милиарда рубли.

В същото време компаниите са намалили инвестициите в поддържане на производството в изчерпани проекти с остатъчни запаси, които трудно се добиват. Сега добивът на такива остатъци е дори по-малко рентабилен в сравнение с шисти, отбеляза експертът.

Работата по формацията Баженов има смисъл, когато цената на петрола сорт Брент е 60-70 долара за барел. САЩ също имат значителни запаси от шисти – 7,9 милиарда тона. За американците е изгодно да добиват TRIZ при цена на сорта Брент от 50-55 долара, каза Анатолий Дмитриевски, директор на Руско-американския петролен и газов център.

В Русия все още е по-изгодно да се занимавате с традиционен петрол; В Съединените щати цената на конвенционалния добив всъщност се е изравнила с шистовия, отбеляза той.

Американският метод на добив обаче крие големи екологични рискове. По-безопасно е да се занимавате с шистов петрол в Русия поради технологиите, разработени още в съветско време. Поддържайки старите методи за добив и разработвайки нови с помощта на специални тестови площадки, Русия може да продължи да увеличава производството на петрол.

(AU „Научно-аналитичен център за рационално използване на недрата на името на V.I. Shpilman)

Терминът „трудноизвличаеми запаси“ (TRR) се появява за първи път в края на 70-те години; през изминалия период е натрупан доста голям опит в изучаването на проблема. Формирани са идеи за HTRP, които се съдържат в находища или части от находища, характеризиращи се с геоложки условия на поява на нефт, които са неблагоприятни за извличане на въглеводороди, и неговите аномални физични свойства, и са формулирани количествени критерии за определяне на резервите към тази категория .

Разбира се, един от най-ефективните показатели за „трудновъзстановимите” запаси е пропускливостта на резервоарите. За да се стимулира разработването на находища с TRIZ през 2012 г., със Заповед на правителството на Руската федерация № 700-р от 3 май 2012 г. Министерството на енергетиката предложи да се класифицират проекти за разработване на подпочвени зони, съдържащи твърди за възстановяване на запасите от нефт, според критериите за пропускливост на резервоара или вискозитет на нефт, в следните четири категории:

За да се стимулира разработването на находищата на TrIZ, правителствената заповед предвижда въвеждането на диференцирана скала на данъка за добив на полезни изкопаеми (MET). Полза за най комплексни проектипланирана за 10 години, предполага данък добив на полезни изкопаеми в размер от 0 до 10% от стандартната ставка. За средната категория на сложност обезщетението ще бъде 10-30% за 7 години, за по-лесните - от 30-50% за 5 години.

Да се ​​оценят възможните последици от класифицирането на проекти според посочените критерии от автономната институция „NAC RN на името на. В И. Шпилман" беше извършен анализ на съответствието на горните критерии с параметрите на въглеводородните находища, съдържащи се в държавния нефтен баланс на находищата на Ханти-Мансийск. Автономен окръг-Угра. Депозитите TrIZ, идентифицирани в баланса, бяха диференцирани според критериите за лицензиране - разпределен/неразпределен (RFN/NFN) подпочвен фонд на Ханти-Мансийския автономен окръг, както и според литолого-фациалните и стратиграфски характеристики (групи от слоеве). След идентифициране на находищата на ТрИЗ е извършена икономическа оценка на последиците от въвеждането на диференцирана данъчна скала за добив на полезни изкопаеми.

Депозитите на свръхвискозен нефт на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра не са открити чрез проучвателни работи; възстановими (RU) запаси от 6517/1771 милиона тона, 78% от които се намират в района на RFN. Качеството на запасите е доста високо - делът на индустриалните категории е 44/51%.

Най-голямата част от трудноизвличаемите запаси от нефт (74%) се оказа концентрирана в първа и трета категория на TrIZ RFN KhMAO (фиг. 1), които представляват 97% от натрупания добив на нефт за всички находища на TrIZ , степента на производство на възстановими нефтени запаси от промишлени категории е 15%.

Делът на резервите от промишлени категории (ABC1) в първа и трета категория на TrIZ е доста висок - 67%, във втора категория е 30%.

Коефициентът на добив на нефт (ORF) за находищата на TrIZ, независимо от местоположението им в подпочвените зони (RSF, NFN), варира от 0,050 до 0,490 със средна стойност от 0,272, разликата в коефициента на добив на нефт за запаси от промишлени/непромишлени категории е незначителен - 0,293/0,237.

Делът на залежите с труднодостъпни запаси представлява 1,4% от добива на нефт, натрупан от началото на разработката в Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра. Степента на изчерпване на залежите на RFN в категориите TrIZ е приблизително еднаква, варира в диапазона от 11-20% и е средно 12%; добивът на нефт от находищата на RFN практически не е извършен.

Въз основа на литолого-фациални и стратиграфски характеристики, находищата на TrIZ са диференцирани в девет групи пластове, около половината от общите трудноизвличаеми запаси от категории ABC 1 + C 2 са концентрирани в групата пластове AS 4-12, BS 7-11, BV 5-11 (48,5%), 22,6 % и 15% – в отложенията на баженовската и тюменската свита (фиг. 2).

Находищата се характеризират с доста висок дял на запасите от промишлена категория - 59-84% (с изключение на формациите AB 1, AK 1, Yu 1 и Yu 2-9) и стойности на коефициента на добив на нефт - 0,210-0,350 (с изключение за формацията АК 1 на формацията Фроловски).

Фиг.2. Диференциация на труднодостъпни запаси от нефт АВС 1 +С 2 по групи пластове от находища на TrIZ на находищата на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра

Резултатът от диференциацията на находищата на TrIZ по слоеве не е съвсем обичаен от гледна точка на традиционното разпределение на обектите на Ханти-Мансийския автономен окръг според тяхната сложност - AS 4-12, BS 7-11, BV 5-11 никога не са били сред „трудни“, което се потвърждава от доста високи коефициенти на нефтен добив на находищата (0,327), одобрени от Държавния комитет по резервите на Роснедра по време на Държавната експертиза на запасите.

Фиг.3. Разпределение на степента на извличане на извличаемите запаси от нефт АВС 1 на находищата на ТрИЗ по пластове

Резултатите от оценката на предюрския комплекс (Красноленинское поле, находище на нефт и газ Шаим) са неочаквани, тъй като тези находища са сложна структура за Западен Сибир с резервоари от поресто-пукнатино-кавернозен тип. При тази оценка най-вероятно има проблем с надеждността на изчисляването на въглеводородните запаси на обекта и определянето на изчислителните параметри на резервоарите, включително пропускливостта, както и правилността на разпределението на произведения нефт на един хидродинамичен резервоар резервоар между теригенната му част и предюрските седименти.

Икономическата оценка на последиците от въвеждането на диференцирана данъчна скала за добив на полезни изкопаеми в зависимост от категорията проекти беше извършена в съответствие с прогнозата за производство на участващите и неучастните резерви на Руския фонд на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра. Изчисленията включват настоящите икономически условия по отношение на световните и вътрешните цени на петрола, обменния курс на долара и дела на износа. Изключение правят текущите производствени разходи, взети по осреднени данни на компанията, равняващи се на 5,3 хил. Рубли/т, ​​като средните действителни разходи за добив на нефт от формацията Ю0 на формацията Баженов (обект с труднодостъпни запаси) . Тази цифра е повече от два пъти средната цена на производството на петрол в автономния окръг.

Разработването на труднодостъпни запаси от нефт в рамките на настоящата данъчна система, предимно със съществуващата процедура за изчисляване на данъчната ставка за добив на минерали, се оказа неефективно за всички категории.

В резултат на приемането на стимули за проекти от всички категории, нетната печалба на потребителите на недрата става положителна за периода на въвеждане на стимула, като общата стойност може да варира от 1,30 милиарда рубли. до 220,14 млрд. рубли, чиято стойност остава отрицателна за първа категория и положителна за втора и трета.

Сравнението на недостига на бюджетни приходи и допълнителните данъчни приходи показва, че изплащането на държавните разходи, изразено като данъчна облага за добив на полезни изкопаеми, варира от 12 до 19 години за първата и втората категория проекти, за третата - държавните разходи правят не се изплащат.

Взема се натрупаната дисконтирана стойност на крайната промяна в приходите на консолидирания бюджет положителна стойностсамо за първата категория проекти през 2029 г., когато бъде създадена минимален размеробезщетения и до 2030 г. може да възлезе на 4,94 милиарда рубли. (фиг. 4). За втора и трета категория проекти през целия прогнозен период натрупаната дисконтирана стойност на крайната промяна в приходите на консолидирания бюджет не приема положителна стойност.

Като цяло въведените промени ще доведат до загуба на приходи от федералния бюджет по отношение на данъка за добив на минерали в размер на 479,08 милиарда рубли. до 562,55 милиарда рубли. В бюджета на автономния окръг ще постъпят допълнително 33,78 милиарда рубли. до 41,71 милиарда рубли. по отношение на данъка върху дохода. Крайната промяна в държавните приходи в резултат на прилагането на обезщетението като цяло по категории може да варира от -186,78 милиарда рубли. до -115,07 милиарда рубли. (фиг. 5).

Когато макроикономическите условия се променят, по-специално, когато световната цена на петрола се увеличава, условните разходи (ползи) на правителството се увеличават (фиг. 6). Ако е установен минимален размер на облекчението, допълнителните приходи от данъци и плащания към консолидирания бюджет покриват размера на облекчението, ако цената е намалена с 30% и ако максимален размеробезщетения - на 40%.

Икономическите изчисления показаха следното:

Развитието на депозитите TrIZ с въвеждането на диференцирана скала е икономически ефективно само за периода на валидност на ползата. Ето защо е препоръчително да се обмислят варианти за увеличаване на гратисния период или установяване на нулева данъчна ставка за добива на полезни изкопаеми за същия период, което обаче може да окаже влияние отрицателно въздействиекъм федералния бюджет, тъй като приходите от допълнително производство може да не са достатъчни, за да покрият държавните загуби.

Оценката на икономическите резултати въз основа на прогнозата за добив на нефт за включените и незадействаните запаси на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра показа, че тяхното разработване става ефективно за ползвателите на подпочвените ресурси за проекти от втора и трета категория; за проекти от първа категория , общата нетна печалба остава отрицателна.

Направените промени ще доведат до загуба на приходи от федералния бюджет по отношение на данъка за добив на полезни изкопаеми, но ако се осигури стимулиращата функция на иновациите, което може да се прояви в увеличаване на производството на труднодобиваем петрол (участие нови залежи), приходите от допълнителен добив на въглеводороди ще покрият сумата на загубения данък за проекти от първа и втора категория.

С увеличаване на облагаемата печалба на ползвателите на недра, с данъчни облекчения за добив на полезни изкопаеми, приходната част на бюджета на региона Ханти-Мансийски автономен окръг-Ugra ще бъде попълнена поради увеличаване на данъка върху корпоративния доход.

Периодът на изплащане на условните държавни разходи (ползи) ще зависи пряко от мащаба на включването на нови площи и получаването на допълнителна продукция.

Що се отнася до критериите за разграничаване на депозитите на базата на „трудно извличане“, одобрени със заповед на правителството на Руската федерация, е необходимо да се отбележат съмнения относно тяхната ефективност, възникнали в резултат на горния анализ на материали от находищата на TrIZ.

Първо. Идентифицирането на находищата на TrIZ само по стойност на пропускливостта е необходимо, но не е достатъчно. Въз основа на опита от предишни изследвания на този проблем, характеризирането на сложността на въглеводородните резервоари трябва да бъде по-изчерпателно.

Диапазоните на пропускливостта в категориите TrIZ, определени от Постановлението на правителството на Руската федерация, са твърде малки и сравними с грешката при оценката на този параметър от ядрото (фиг. 7), което значително зависи от методологията и технологията на измерване, инсталациите използвани, наличието на сертификация, проверка на оборудването и други условия.

Поради значителната грешка при определяне на пропускливостта, диференцирането на находищата на ТрИЗ в категории е до голяма степен произволно, което се потвърждава от нелогичните резултати от тяхната идентификация по пластове и оценка икономическа ефективностза недроползватели.

Последица от прилагането на критериите на Министерството на енергетиката са двусмислените резултати от идентифицирането на находищата на TrIZ в данните на Държавния баланс за находищата на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра:

Идентифицираните според критериите залежи на TrIZ се характеризират със значителен дял от запасите от промишлена категория и сравнително високи стойности на коефициентите на нефтен добив, достигащи стойности от 0,300-0,488 за някои от тях;

Групата от образувания с високи коефициенти на нефтен добив, която включва почти всички обекти, с изключение на AB 1, AK 1 и DUK, съдържа 46% от общите първоначални извличаеми запаси от индустриалните категории ABC 1.

Разработването на находища с такива стойности на коефициента на добив на нефт не трябва да бъде проблематично и да бъде придружено от допълнителни икономически стимули.

Една от причините за нееднозначните резултати, получени при идентифицирането на находищата на TrIZ, е ниската надеждност на данните за проницаемостта на резервоара, съдържащи се в държавния баланс. Стойностите на пропускливостта на резервоара се въвеждат в държавния баланс (формуляр 6-гр) от компании въз основа на резултатите от държавната експертиза в Държавния комитет по резервите на Роснедра на резултатите от изчисленията и преизчисленията на нефтените запаси на находищата . Тъй като стойностите на пропускливостта на резервоарите не са изчислен параметър, нивото на неговата геоложка експертна оценка е ниско и не се обръща нужното внимание при въвеждането на този параметър в данните от държавния баланс.

В резултат на установената процедура за експертна оценка на параметрите и запасите, данните за държавния баланс на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра включват 1274 находища, за които няма характеристики на пропускливостта на резервоара; 90% от тези находища се намират в разпределените подпочвен фонд на областта. Общите първоначални геоложки/извличаеми запаси от нефт на тези находища са сравними с всички категории на ТрИЗ, в които са определени стойностите на пропускливостта, и възлизат на 6283/1766 милиона тона, тази група представлява 3,2% от добива на територията на областта от началото на разработката степента на изчерпване на резервите е средно 35% за всички находища.

Преди въвеждането на данъчни облекчения е необходимо най-малкото да се проверят и коригират тези параметри в данните от държавния баланс (в в такъв случайпроницаемост), на които се основават икономическите стимули за разработване на находища с труднодостъпни нефтени запаси в Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра.

Второ. Недостатъчността на един параметър, с помощта на който се предлага да се разграничат находищата на TrIZ, е очевидна, във връзка с което е необходимо да се помни, че най-изчерпателните характеристики на труднодостъпните запаси от нефт са дадени в „Класификацията .. .” разработен от Халимов Е. М. и Лисовски Н. Н., одобрен от ЦК на Руската федерация през 2005 г.

Всички геоложки и технологични критерии за класифициране на запасите като труднодостъпни в тази „Класификация...” са обединени в пет геоложки групи (аномални свойства на нефт и газ, ниски стойности на коефициентите на порьозност, нефтонасищане и пропускливост на резервоари, странична и вертикална хетерогенност на слоевете, свойства на различни видове контактни зони), технологични (изчерпване) и геоложки фактори, които усложняват (увеличаване на разходите) сондажни кладенци и добив на нефт.

За да се повиши надеждността на идентифицирането на депозитите на TrIZ, е необходимо да се установи федерално нивоизследователска работа с разработване на методология за цялостно отчитане на всички фактори, усложняващи индустриалното развитие на тези находища, както и обосновка на необходимите промени в регламентиизползване на недрата с цел стимулиране на разработването на трудноизвличаеми запаси от нефт.

Трудновъзстановимите запаси от нефт (TIR) ​​са запаси от находища (находища, обекти за разработване) или части от находища, характеризиращи се с геоложки условия на поява на нефт и (или) неговите физически свойства, които са относително неблагоприятни за извличане. Извличането на промишлени химикали изисква увеличени материални разходи, Пари, труд, нетрадиционни технологии, специално несерийно оборудване и дефицитни реактиви и материали.
Други трудни за извличане запаси от нефт (а именно: нефт с висок вискозитет; нефт от пластове с първоначално ниско насищане с нефт; нефт с високо налягане на насищане, близко до първоначалното налягане в резервоара, и минимално налягане на потока, значително по-ниско от налягане на насищане на нефт, подложен от дънна вода; накрая, нефт от малки нефтени резервоари с недобре дефинирани граници) изискват проектиране на сложни комбинирани процеси за добив на нефт: адаптивна система за разработване, селективно инжектиране на изместващ агент, комбинация от стационарни и нестационарно впръскване, променливо впръскване, напреднало наводняване, наводняване с полимер, наводняване с газ и впръскване на охлаждаща течност; използване на дълбока перфорация, хидравлично разбиване, различни комбинации от вертикални, плоски и хоризонтални кладенци, както и дървени кладенци, различни комбинации от нефтени резервоари в производствени съоръжения.
Увеличаването на трудноизвличаемите запаси от нефт в страната прави проблема за създаване и прилагане на нови ефективни технологии за съответните геоложки и физически условия, като се използват по-съвременни методи за тяхното моделиране и разработване, особено актуален.
Разработването на труднодостъпни петролни запаси с помощта на системи с хоризонтални кладенци позволява да се намали 2-3 пъти броят на кладенците, необходими за разработване на запаси.
Повечето находища съдържат трудни за извличане запаси от нефт (неблагоприятни геоложки условия на намиране на нефт или неговите свойства), чийто добив изисква повишени разходи за материални и финансови ресурси, труд, нетрадиционни технологии, специално нестандартно оборудване и дефицитни реагенти и материали .
За активиране на производството на труднодостъпни запаси от нефт от междинните слоеве на въглищните пластове на Новохазинската зона в НГДУ Южарланнефт през 1984 г. бяха организирани ударни центрове на IX производствена площадка. Технологията на този тип наводняване е, че са монтирани водоприемници за избиране на минерализирана пластова вода от водоносната част на формация C-VI. Тази вода електрическа центробежна помпав момента се изпомпва в инжекционни кладенци.
В пластове с трудноизвличаеми запаси от нефт се наблюдава изключително сложен механизъм на изместване на нефт, свързан с едновременното въздействие на много фактори, като капилярни явления, вискозни сили, фазови преходи в комбинация с пластова хетерогенност.
Разработването на съоръжения с труднодостъпни нефтени запаси със сигурност се отразява на технико-икономическите показатели на разработката.
Въпреки че ролята и значението на трудно извличаемите запаси от нефт в общия баланс на добива на нефт в страната ще нараства в бъдеще, абсолютните нива на добив на нефт в обозримо бъдеще все още ще се определят от високопродуктивни наводнени находища, чието развитие се извършва с помощта на методи за наводняване в различни модификации и комбинации.
Русия разполага с милиарди тонове трудни за извличане петролни запаси, които вече са проучени, но все още не са пуснати в търговска разработка.
Във връзка с нарастващия дял на труднодостъпните запаси от нефт в страната, проблемът за повишаване на ефективността на експлоатацията на кладенци в находища на не-нютонови (ненормално вискозни) масла става особено актуален. При разработването на такива находища работата на кладенците се усложнява от проявата на аномалии във вискозитета и подвижността на нефта, образуването на асфалтови, смолисти и парафинови отлагания, повишената корозивност на продуктите от кладенците и е придружено от значително намаляване на производителността на производство и приемистост на инжекционни кладенци. Успехът на решаването на този проблем до голяма степен зависи от разработването и внедряването на нови химични реагенти и състави на технологични течности във всички процеси на производство на нефт без изключение, от отварянето на продуктивната формация до запазването или изоставянето на кладенци. Работата в тази насока се извършва от няколко години в отдела за разработване и експлоатация на нефтени и газови находища на Уфимската държавна петролна компания технически университетпод ръководството и с прякото участие на автора на доклада.
Възможността за активно разработване на трудни за възстановяване петролни запаси чрез използването на най-новите технологиии технологии за сондиране, системи за разработване, интензификация на производството на нефт и използване на методи за подобрено добив на нефт.
Добивът на остатъчни или нововъведени трудноизвличаеми запаси от нефт е свързан със значителни усложнения в процесите на разработване на находища, изграждане и експлоатация на кладенци.
През последните години се увеличава делът на трудноизвличаемите запаси от нефт, концентрирани в нископропускливи глинести теригенни резервоари, по време на разработването на които пропускливостта допълнително намалява и филтрационните характеристики на продуктивните образувания се влошават. Влошаването на филтрационните свойства на зоната на образуване на дънната дупка (BZZ) се дължи на утаяването на различни продукти от реакцията след инжектиране на химически реагенти, увеличаване на водонасищането на скалите и намаляване на фазовата пропускливост за нефт. Ето защо една от основните задачи при добива на нефт от тези формации е възстановяването и подобряването на филтрационните характеристики на зоната на резервоара.
Понастоящем при разработването на труднодостъпни нефтени запаси усилията на учените са насочени към създаване на технологии, които осигуряват увеличаване на крайния добив на нефтени запаси чрез подобряване на покритието на формацията от влиянието, което се потвърждава от следните данни .

Повишаването на ефективността на разработването на находища с труднодостъпни нефтени запаси (ТРИЗ) в момента набира жизненоважно значениеза петролната индустрия поради изчерпване на активните запаси във високопродуктивни находища и спад на добива от тях.
Русия има огромни петролни запаси, които трудно се извличат. Честно казано, държавата трябва да даде тези петролни запаси за разработка на тези, които имат ефективна технология. Няма съмнение, че на начална фазатрябва да има някаква икономическа данъчни облекчения. Но данъчните стимули сами по себе си не могат да превърнат една неефективна технология в ефективна, тъй като разликата в производителността между ниско- и среднопроизводителните формации е твърде голяма. Например производителността на нископроизводителните формирования е 10 - 30 пъти по-ниска от минималната икономически изгодна производителност; и максималните данъчни облекчения могат да компенсират 2-кратно намаляване на производителността; съответно 5-15-кратно намаление на производителността ще остане некомпенсирано.
Показано е, че значително интензифициране на производството на труднодостъпни запаси от нефт е възможно само с използването на нови технологични и технически средства, а именно създаването на твърди автономни системи за наводняване с диференцирано налягане на инжектиране на вода, използвайки специални конструкции на инжектиране. кладенци от висококачествена стомана, отделни водопроводи и малки водни помпени станции.
Интересно: какво разбираме под трудни за извличане петролни запаси? Вероятно физически тези петролни запаси са доста възстановими1, но икономически не са възстановими, тъй като икономическите разходи за извличането им надвишават икономическите приходи от продажбата им, тъй като добивът им е икономически неизгоден. Дори ако данъците върху продажбата на този нефт бъдат напълно премахнати, тогава, като се вземе предвид делът на тези данъци, пазарната цена на нефта за потребителя на недрата може да се удвои. Разбира се, при разработването на трудноизвличаеми петролни запаси определено са необходими определени данъчни стимули, особено в началния, най-рисков период на разработка. Но данъчните облекчения не са радикално решение, дори пълното премахване на данъците и разходите за продажба на добития петрол не решава проблема. Друга идеологическа посока е по-ефективна - необходимо е да се създаде фундаментално нова технологияи намаляване на разходите за производство на това масло от три до пет пъти или повече.
Проблемът с проектирането на разработването на нефтени находища с трудни за възстановяване нефтени запаси, а именно нефтени резервоари с ниска и свръхниска производителност, е необходимостта от доста точни изчисления. Известно е, че неточността на изчисленията трябва да се компенсира чрез запазване на част от изчислената производителност. И колкото по-голяма е неточността, толкова повече се намалява изчислената производителност, за да се осигури необходимата 90% надеждност на проектните показатели. Но прогнозната производителност на нефтени резервоари с ниска и свръхниска производителност вече е изключително малка, на ръба или извън икономическата рентабилност, така че няма място за намаляване - не може да бъде значително намалена. Следователно изчисленията трябва да се извършват с възможно най-голяма точност.
С тази технология не се разработват вторични обекти с труднодостъпни запаси от нефт.
Но за да се реши този проблем и да се въведат трудни за извличане петролни запаси в ефективно индустриално развитие, е необходимо да се предложи не просто нова система, не просто набор от нови методи, а такава система и такъв комплекс, който да осигурява необходимата икономическа рентабилност и по-късно може да се използва от много други петролни компании.
Едно от следните може да бъде прието като критерий за класификация на технологиите за разработване на труднодостъпни запаси от нефт: най-важните характеристики, което определя ареалния или локалния характер на въздействието върху продуктивното образувание. В първия случай въздействието обхваща значителна част от находището. Във втория случай се обработва зоната около сондажа на формацията.
Един от елементите на висока ефективност интегрирана технологияразработката на труднодостъпни петролни запаси, разработена от специалисти от АД Татнефт и ТатНИПИнефт, е широкото използване на хоризонтални и разклонени хоризонтални кладенци. В Татарстан са пробити 146 хоризонтални кладенци, от които 122 са разработени, работят или са въведени в експлоатация. Средният дебит на нефт от хоризонталните кладенци е 6 5 t/ден, което е 2 пъти по-висок от дебита на околните вертикални кладенци. От хоризонтални сондажи са добити общо 748 хил. тона нефт.
Степноозерското нефтено находище се класифицира като район с труднодостъпни петролни запаси. Индустриалното съдържание на петрол е установено в седименти от карбоновата система. Специфична особеност на структурата на отлаганията от долния карбон е широкото развитие на ерозионни врязвания от площен и канален тип.
Така че, по наше мнение, критерият за идентифициране на труднодостъпни запаси от нефт в отделен нефтен резервоар трябва да бъде средният коефициент на нефтена продуктивност на кладенците, пробити в този резервоар.
Специализира в областта на усъвършенстване на технологиите за включване на трудноизвличаеми залежи от нефт в разработката с цел повишаване на коефициента на добив на нефт.
Представената тук иновативна система за разработване на нефтени находища с трудноизвличаеми запаси от нефт, предложена от АД РИТЕК, осигурява цялостна оптимизация на процеса на производство на нефт. Тази система непрекъснато се усъвършенства, като се вземат предвид постиженията на науката и технологиите и е практически внедрена в нефтените полета на RITEK JSC в Татарстан и Западен Сибир.
Представената тук иновативна система за разработване на нефтени находища с трудноизвличаеми запаси от нефт, предложена от АД РИТЕК, осигурява цялостна оптимизация на процеса на производство на нефт.
Във високопродуктивните находища има пластове и междинни пластове, съдържащи труднодостъпни нефтени запаси.

Руската иновативна горивна и енергийна компания (RITEK) разработва труднодостъпни петролни запаси и по този начин решава най-важният проблемРуско и световно ниво. Факт е, че в Русия и по целия свят са открити огромни петролни залежи, възлизащи на много стотици милиони тонове, във формации с ниска и свръхниска продуктивност. Още повече че тези резерви са открити отдавна, преди 20 - 30 и повече години, но не са пуснати в разработка, защото при стандартни масово използвани системи за разработка това е икономически неизгодно, икономически пагубно дори за богатите компании и държавата.
Колекцията също така разглежда проблемите на технико-икономическата оценка на ефективността на разработването на трудновъзстановими запаси от нефт на етапа на проектиране и внедряване на технологии за стимулиране.
Ето защо тук е оправдано: като критерий за идентифициране на труднодостъпни запаси от нефт трябва да се използва минималният среден коефициент на производителност за нефт от кладенци, пробити във въпросния нефтен резервоар.
След това, поне накратко, трябва да изброим предложените от нас технологии за разработване на труднодостъпни залежи от нефт, но труднодостъпни не поради основната характеристика на изключително ниската продуктивност на резервоарите, а поради към други характеристики.
В момента се обръща сериозно внимание на включването в активното разработване на трудноизвличаеми запаси от нефт. Във всички находища се решават задачите за интензификация, а в някои случаи и научно-производствена подкрепа за разработването на нефтени находища от долния карбон и девон с карбонатни резервоари.
Книгата подчертава основните характеристики на геоложкия строеж на нефтени находища с труднодостъпни запаси на нефт в Башкортостан и представя резултатите от експериментална, пилотна и полева работа за подобряване на технологиите за разработване на тези находища.
Според авторите721, в карбонатните резервоари в полетата на пермския регион Урай, труднодостъпните запаси от нефт възлизат на 3 4 от оставащия балансов обем към 1988 г.
Работата, извършена от AOZT Tatnefteotdacha за подобряване на добива на нефт, включва трудни за извличане залежи от нефт. Необходимостта от използване на специални технологии и мерки изисква значителни разходи. Поради своята специфика използването на EUP технологиите има скъп механизъм. Работата се извършва до степен на себестойност. Цената на производството на нефт с тях е приблизително 15 пъти по-висока от цената на нефта, произведен без използване на методи EOR.
Според авторите721, в карбонатните резервоари в полетата на Пермския Урал, труднодостъпните петролни запаси представляват 3/4 от оставащия балансов обем към 1988 г.
Сборникът представя изследвания за решаване на някои проблеми при разработването на находища с труднодостъпни запаси от нефт.
За да се повиши ефективността на разработването на нефтени находища и особено обекти с труднодостъпни запаси от нефт, е необходимо значително да се подобри използването на сондажния фонд. По тази тема голяма надеждавъзложено на Постановление на правителството на Руската федерация от 1 ноември 1999 г. № 1213 относно мерките за въвеждане в експлоатация на неактивни контролни и консервирани кладенци в нефтени находища и Резолюция на Кабинета на министрите на Република Беларус от 15 февруари 2000 г. № 38 Относно мерките за въвеждане в експлоатация на неактивни контролни кладенци и консервирани кладенци в нефтените находища на Република Беларус, освобождаване на организации, занимаващи се с добив на нефт и газ на територията на Република Башкортостан, от редовни плащания за добив на нефт и газ и удръжки за възпроизводство на минерално-суровинната база по отношение на нефт и газ, извлечени от въведените в експлоатация неактивни кладенци, контролни кладенци и кладенци, които са били консервирани към 1 януари 1999 г., с изключение на нови кладенци, очакващи разработване след сондиране.
Композитната сондажна течност е предназначена за пробиване и разкриване на продуктивни хоризонти с труднодостъпни нефтени запаси, представени от наслояване на песъчливо-глинесто-глинести скали в карбонатните слоеве.
Стратегическата задача за постигане на глобални технологично ниво, което ще осигури ефективно разработване на трудноизвличаеми запаси от нефт, увеличаване на нови високопродуктивни запаси, минимизиране на производствените разходи и увеличаване на участието в международни проекти.
Промяна в дела на допълнително пробитите кладенци и добива на нефт от тях по хоризонтите D0 и Ai на Ромашкинското находище.
Това може да се обясни с факта, че те се сондират предимно с цел избор на труднодостъпни петролни запаси.
Това обуславя необходимостта от създаване на по-модерни методи за въздействие върху находища с труднодостъпни нефтени запаси.
Технологията за използване на влакнесто-дисперсна система е ново обещаващо средство за увеличаване на добива на нефт от хетерогенни образувания с трудни за възстановяване нефтени запаси // NTZh Oilfield Business.
Таблица 5.3 предоставя количествена (изразена като процент от възстановимите запаси) оценка на трудно извличаемите петролни запаси за тези находища. Анализът на характеристиките на геоложката структура на нефтените находища показва: находищата се отличават със сложна геоложка структура и се характеризират с широк диапазон от стойности на геоложки и физични параметри. Таблица 5.3 показва, че повечето резервоари съдържат значително количество трудни за извличане запаси от нефт. Това се обяснява с факта, че нефтените залежи се характеризират с висока зонална, лещовидна и послойна разнородност на пластовете. Анализът на развитието на тези находища показва, че се произвеждат предимно високопропускливи пластове и резервоарни участъци.

ВЪВЕДЕНИЕ................................................. ......................................................... ............. ..................................... ...... 3

ТРУДНО ВЪЗСТАНОВИМИ РЕЗЕРВИ И ПРИНЦИПНИ РЕШЕНИЯ ЗА

ТЯХНОТО УЧАСТИЕ ................................................ ... ................................................ ......................................... 4

1.1. Тенденции в използването на недрата на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра.................................................. ............................................ 4

1.2. Концепцията за трудноизвличаемите запаси и тяхната класификация.................................................. .............. 5

1.3. Основни решения за дългосрочно разработени находища на Ханти-Мансийски автономен окръг-Югра 10

1.4. Съвременни технологии за интензификация на добива и увеличаване на добива на нефт в находищата на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра.................................. ...................... ............................ ............................ ................... 12

1.4.1. Основни подходи за използване на хидравличното разбиване.................................................. .......... ... 13

1.4.2. Сондиране на хоризонтални кладенци ............................................. .................. .............................. ........ 15

1.4.3. Страничен път................................................. .................. ................................ ........................ 20

1.4.4. Основни решения за обработка на зоната около сондажния пласт................................... ............ 22

1.4.5. Нестационарно наводняване.................................................. ..................................................... .. 23

1.5. Основни решения за включване на нископропускливи резервоари в разработката.................................................. ............... ................................. ......................... 25

1.6. Основни технологични решения за включване в разработването на малки нефтени находища 28

1.7. Обещаващи технологии за участие в развитието на комплекса Баженов-Абалак 30

1.8. Фундаментални решения за разработване на нефтени находища с висок вискозитет 33

2. ИНОВАТИВНИ технологии ЗА участие в разработката
трудноизвличаеми запаси..................................... .................. .............................. ........................ 35

2.1. Главна информацияза иновативните технологии..................................................... ......... ......... 35

2.2. Газови и водогазови методи за въздействие върху продуктивния пласт 38

2.3. Термични методи за въздействие върху продуктивните образувания.................................................. ......... 41

2.4. Електромагнитно влияниекъм продуктивното формиране................................................. 45

2.5. Въздействие на термичния газ върху продуктивния пласт.................................. ......... 48

2.6. Ефект на дилатация върху продуктивната формация..................................... ......... 50

2.7. Интегрирани физични и химични методи за увеличаване на добива на нефт 53

2.8. Технология на резонансно вълново действие................................................. ......... 57

2.9. „Интелигентни“ кладенци ............................................. ................... .............................. ..... 59

Библиография.................................................. ............................................ 63

ВЪВЕДЕНИЕ

В учебника за теоретични и практически упражненияв дисциплината „Разработване на находища с трудноизвличаеми запаси” се излагат актуални проблеми по проблемите на въвличане в разработката на трудноизвличаеми запаси от нефт и основните решения, насочени към преодоляване на факторите, възпрепятстващи тяхното разработване. Представено теоретичен материалза най-известните иновативни технологии за разработване на нефтени находища и възможностите за тяхното приложение в различни геоложки и физически условия.

При изучаване на дисциплината се изискват познания по следните дисциплини: математика, геология на нефта и газа, физика на находищата на нефт и газ, подземна флуидна механика, както и основите на проектирането, разработването и изграждането на нефтени находища.

Насокипредназначени за обучаващи се студенти

специалности: 130503 – „Разработване и експлоатация на нефт и газ

находища“ и в направление 131000 – „Нефтено и газово дело“ за всички профили, всички форми на обучение.

Курсът „Разработване на находища с трудноизвличаеми запаси“ е предназначен за запознаване на магистърите сегашно състояниеи тенденции в добива на нефт, причините за тях, както и възможностите за подобряване на добива на запаси чрез въвеждане на технологии за въздействие върху нефтосъдържащите формации.

ТРУДНО ВЪЗСТАНОВИМИ РЕЗЕРВИ И ПРИНЦИПНИ РЕШЕНИЯ ЗА ТЯХНОТО УЧАСТИЕ

Тенденции в използването на недрата на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра

Ханти-Мансийският автономен окръг - Югра е основната петролна производствена база на Руската федерация. Максималните обеми на производство на петрол са достигнати през 1985 г., когато са произведени 361 милиона тона, след което започва период на постоянен спад. До 1996 г. годишните обеми на производство са спаднали до 165 милиона тона, водоотделянето на кладенците е 84%, като по-малко от 40% от възстановимите резерви са били изтеглени. От 1998 г., като се вземат предвид нарастващите цени на въглеводородните продукти петролни компаниизапочна да увеличава производството на петрол. През 2007 г. беше достигнато максималното ниво на производство на петрол след перестройката за ХМАО-Югра - 278,4 милиона тона, но от 2008 г. нивата на производство отново започнаха да намаляват. През 2013 г. са произведени 255 милиона тона петрол, което представлява 49% от руското и 7% от световното производство.

Основният фактор за спада в производството на петрол е влошаването на структурата на запасите: докато сонданите запаси са изчерпани с повече от 70%, непроучените запаси, съдържащи се в нови находища, се характеризират с по-неблагоприятни геоложки и физически условия - които са отразено в значително по-ниски коефициенти на нефтен добив.

Според структурата на нефтените запаси на ХМАО-Югра, натрупаният добив на нефт е 10,2 милиарда тона, което е малко повече от половината от запасите. Настоящите промишлени запаси на разпределения подпочвен фонд възлизат на 8 милиарда тона, които включват 2,5 милиарда тона нефт във формации с пропускливост над 50 mD с водоотрязване над 90%. Най-големите запаси от 2,6 милиарда тона съдържат продуктивни образувания с пропускливост от 10 до 50 mD и водност от 64%. Изчерпването на първоначалните извличаеми нефтени запаси на тези пластове е 37% и ги прави приоритетна цел. Резервоарите с пропускливост от 2 до 10 mD съдържат 1,6 милиарда тона нефт с водност от 44% и изчерпване на първоначалните възстановими запаси от 23%. Нископропускливи образувания с пропускливост под 2 mD съдържат 1,3 милиарда тона нефт, които при прилагане модерни технологиисъщо са обект на развитие.

На територията на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра традиционният метод за разработване се основава на изместването на нефта с вода, инжектирана в резервоара. В дългосрочно разработваните находища използването на наводняване доведе до висок дял вода в извлечените продукти. Тенденции към намаляване на добива на петрол, депониране оперативен фонд, както и текущото изземване на вода, което е многократно по-високо от текущото изтегляне на нефт, показват, че възможностите за наводняване за осигуряване на увеличен добив на нефт в тези находища са до голяма степен изчерпани. По-нататъшното им развитие с инжектиране на вода ще бъде придружено от увеличаване на дела на водата в извлечените продукти и, като следствие, увеличаване на оперативните разходи.

За поддържане на нивата на производство на нефт и подобряване на добива на нефт в повечето случаи
В нефтените находища се извършват геоложки и технически мерки. През 2014 г. в Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра са извършени 26 462 геоложки и технически операции, благодарение на които са произведени допълнително 26 милиона тона нефт (10,4% от общия добив). Спрямо 2013 г. броят на дейностите се увеличава с 21,9%, допълнителният добив поради геоложки и технически мерки - с 8,6%. Най-често прилаганите технологии са сондиране на хоризонтални кладенци (HS) и странични стволове, различни модификации на хидравлично разбиване (HF), хидродинамични и физикохимични методи за повишено извличане на нефт (EOR). Но въпреки увеличаването на обема на приложение и допълнителен добив на нефт от геоложки и технически операции, тяхната специфична ефективност намалява.

Перспективи нефтена индустрияХанти-Мансийският автономен окръг-Югра са свързани с допълнително развитие

находища, които са в последна фаза на експлоатация, но има
значителни производствени възможности, както и реализиране на потенциала на нов
находища, характеризиращи се с по-сложна структура и влошени

филтрационни и капацитетни свойства, чието ефективно производство не се осигурява от традиционните технологични решения.

За да се реализира производственият потенциал на нефтените находища на Ханти-Мансийския автономен окръг-Югра, е необходимо да се използват принципно нови технологични решения и цялостно въвеждане на иновативни технологии за увеличаване на добива на нефт.

Маса 1. Модификации на технологията за хидравлично разбиване в находища на Западен Сибир

Модификация на технологията за хидравлично разбиване	кратко описание на	Предназначение
Система	Третиране на инжекционни и производствени кладенци на обекта	Поддържане на потенциала на образуванията с ниска пропускливост
Селективен	Инсталиране на пакер между интервалите на перфорация	Разделяне на паузите в продуктивни опаковки
Голям обем	Теглото на пропанта е значително по-високо от средното за всички третирания	Увеличаване на покритието на формацията чрез въздействие
Без опаковка	Без монтаж на пакер	Нежно хидравлично разбиване в случай на дефекти на производствената обвивка
Многозонов (на хоризонтален кладенец)	Многократно хидравлично разбиване на хоризонтален участък на сондажа	Стимулиране на притока и увеличаване на покритието на резервоара чрез въздействие
Комбинация от различни пропанти фракционен състав	Последователна доставка на опаковки от пропант с различни размери на зърната	Оптимизиране на уплътняването на пукнатини в сложно сечение
Използване на пропанти с полимерно покритие	Хранене в последния етап на зърна, покрити със смоло-полимерна обвивка	Намаляване на отстраняването на пропанта от пукнатината
Принудително затваряне на пукнатина	Вземане на проба от течност от фрактурата веднага след спиране на инжектирането	Принудително отстраняване на неразтворения гел от пукнатината, фиксиране на по-равномерно опаковане на пукнатината
Екраниране на върха на пукнатини (TSO)	Намален обем на възглавницата, повишена скорост на нарастване на концентрацията на пропанта	Създаване на широка пукнатина. Ограничение на дължината на пукнатината.
Създаване на екраниран ръб на ръба на хидравлична фрактура	Буферна течност с циментова замазка	Блокиране на система от микропукнатини по ръба на основната пукнатина

Теоретично дебитът на хоризонталните кладенци, заедно с такива параметри като депресия и открита наситена с нефт дебелина, се влияе от дължината на хоризонталния участък на ствола. Тъй като дължината на хоризонталния ствол се увеличава до определена граница, дебитът се увеличава. Въпреки това, в нископроизводителни резервоари с пропускливост от около 10 mD, както показват теоретичните изследвания, увеличаването на дължината на хоризонталния участък на сондажа с повече от 200-300 m не води до значително увеличение на средния дебит на кладенеца скорост.

Съвременните технологии позволяват успешно пробиване на хоризонтални кладенци с голям или обърнат ъгъл на отклонение от вертикалата. В случай на образувания с ниска ефективна дебелина често се използва синусоидална траектория на сондажа, което увеличава вероятността от отваряне на пластове на резервоара. Посоката на хоризонталния сондаж се изяснява след пробиване на пилотен сондаж и обработка на данните, получени в резултат на геофизични проучвания.

Технологията за пробиване на кладенци може да се използва доста ефективно, ако има:

Продуктивни пластове с ниска ефективна нефтонаситена дебелина;

Нископропускливи и разнородни образувания;

Резервоари с обширни водно-нефтени зони;

Пластове с развита система от вертикални пукнатини.

Използването на хоризонтални кладенци може да бъде неефективно в случай на значително разчленяване на пластове или глинести образувания. За повишаване на ефективността на хоризонталното сондиране се използва многоетапно (многозоново) хидравлично разбиване (MSHF). В резултат на многоетапното хидравлично разбиване не само се увеличава производителността на кладенеца (както при конвенционалното хидравлично разбиване), но също така се увеличава площта на дренаж и се осигурява хидродинамична връзка на хоризонталния кладенец с неотворени слоеве. Това обстоятелство ни позволява да разглеждаме технологията за многозоново хидравлично разбиване като метод за увеличаване на добива на нефт - поне във формации с хетерогенна геоложка структура. Като метод за стимулиране, многозоновото хидравлично разбиване може да се използва и в нископропускливи формации.

В Ханти-Мансийския автономен окръг многозоновото хидравлично разбиване в хоризонтални кладенци се използва от 2009 г. от двама от най-големите потребители на недра - ООО ЛУКОЙЛ-Западен Сибир и НК Роснефт. Опитът в използването на тази технология е отбелязан в 15 находища, включително Uryevskoye, Severo-Pokachevskoye, Povkhovskoye, Vatyeganskoye, Tevlinsko-Russkinskoye, Priobskoye и Samotlorskoye. Дебитите на нефт от хоризонтални кладенци с многозоново хидравлично разбиване са 2-4 пъти по-високи от тези от конвенционалните кладенци.

В допълнение, високата здравина и геоложката хетерогенност в някои случаи налагат специфичен дизайн на хоризонтално сондиране,

в който хоризонталният участък прониква в най-дебелия от междинните пластове, докато в надлежащите междинни пластове профилът на кладенеца е близък до наклонен. Това гарантира максимизиране на дренираната повърхност, което гарантира не само увеличаване на секционното и площно покритие, но и по-висока производителност.

Има и други характеристики на пробиването и поставянето на хоризонтални кладенци за ефективно развитие на разнородни образувания. Първо, хоризонталните секции са ориентирани към застойните зони. Второ, хоризонталните участъци се поставят перпендикулярно на филтриращите потоци от страната на инжекционните кладенци. В същото време ареалните и фокално-селективните системи се превръщат в аналог на редовите, където хоризонталните кладенци се използват като свиващи редове. При правилно обоснована ориентация на такава система, като се вземат предвид особеностите на структурата на формацията и състоянието на напрежение и деформация, ефективността на изместването на маслото значително се увеличава. Трето, дължината на хоризонталния участък се приема за максимално възможна - т.е. сравнима с размера на решетката на кладенеца. В допълнение към стремежа за максимално покриване на застойните зони, този подход е продиктуван от високата разнородност на структурата на средноюрските формации, което намалява ефективността на хоризонталното сондиране. Увеличаването на дължината на участъка при такива условия е основният начин за увеличаване на производителността на хоризонтален кладенец.

Страничен път

Пробиването на странични стволове се използва като метод за увеличаване на добива на нефт и интензифициране на добива на нефт, главно чрез подобряване на хидродинамичната връзка на кладенеца с пласта, както и с цел възстановяване на аварийни кладенци, които не са в експлоатация по геоложки причини с критични стойности на обводненост и дебит на масло. Sidetracking може да се използва ефективно на различни етапи от развитието на резервоара.

Пробиването на странични коловози ви позволява да решите редица важни проблеми:

Увеличаване на покритието на въздействието чрез включване в разработването на запаси, които преди това не са били обхванати от дренаж - главно в горната част на формацията, както и в слабопропускливи междинни пластове;

Включване в разработването на зони от находища, които са недостъпни за други видове стимулиране;

Значително увеличаване на добива на нефт, особено в резервоари с ниска пропускливост, чрез увеличаване на повърхността на взаимодействие между кладенеца и пласта;

Висоководни, нискодебитни, аварийни и неексплоатируеми кладенци по геоложки причини. Благоприятните условия за успешен страничен канал са достатъчно голяма дебелина на наситена с нефт, ниска дисекция на пласта и разстояние от вода (както резервоар, така и инжектирана).

Обектите, при които тази технология може да не е икономически ефективна, включват:

Силно пропускливи образувания с голяма ефективна дебелина;

Тънки пластове с междинни слоеве от практически непропускливи или слабопропускливи скали;

Напукани нефтени пластове, подложени от дънна вода, бързо пробиващи през големи вертикални пукнатини в кладенци;

Продуктивни образувания с ниско съотношение на вертикална и хоризонтална пропускливост на скалата;

Слабо проучени обекти на развитие.

Масовото сондиране на странични стволове в полетата на Западен Сибир започна през 1998 г. Според оценките на OJSC "Surgutneftegas", успеваемостта на експлоатацията на страничните стволове като цяло за целия период от сондирането до края на разработването на резервоара е средно 80%, за наклонени и плоски - 73%, за хоризонтални - 84% и за многостранен хоризонтален - 100 %.

Теоретично, ефектът от страничните канали върху добива на нефт е подобен на ефекта от сондирането с пълнеж, но с по-голяма ефективност. Пробиването на насочен страничен канал от вече пробит кладенец е еквивалентно на един допълнителен кладенец. При проектирането на разработка кладенец с пробит хоризонтален страничен канал се счита за еквивалент на три кладенеца. Многостранните кладенци са еквивалентни на локално уплътняване на модел от кладенци с конвенционален профил, кратен на броя на стволовете.

Значителна част от обема на сондажите на страничните стволи се пада на находищата Самотлор, Лянторское, Приобское и Ватинское (само около една трета от всички извършени операции). В областния мащаб областта на приложение на страничните коловози са дългосрочно разработвани обекти, приписвани главно на неокомските отлагания.

Благодарение на сондирането на страничните стволове от началото на 2000-те години, областта като цяло е осигурила 55 милиона тона нефт. Годишните обеми на сондиране имат тенденция да се увеличават - през последните 10 години те са нараснали почти 2,5 пъти. В същото време специфичната ефективност на новите операции през този период е намаляла наполовина - от 5,1 до 2,61 хил. Тона. Средно натрупаният добив на нефт на 1 страничен канал се оценява на 16 хил. Тона, продължителността на експлоатация е 3,5 години.

Преходно наводнение

Технологията включва увеличаване на еластичния резерв на резервоарната система чрез периодично увеличаване и намаляване на налягането на нагнетяване на вода. Това е предпоставка за възникване на нестационарни спадове на налягането в пласта и съответните нестационарни флуидни потоци между пластове (участъци) с различна пропускливост. В този случай, по време на полупериода на увеличаване на налягането на инжектиране, водата от слоеве с по-висока пропускливост прониква в слоеве с ниска пропускливост, а по време на полупериода на намаляване на налягането маслото от слоевете с ниска пропускливост се премества в частта с висока пропускливост на резервоара.

Продължителностите на цикъла трябва да са неравномерни, като нарастват от определена минимална стойност до максималната икономически допустима стойност. За пълно капилярно задържане на вода в пореста среда при максимално възможна скорост на възстановяване на маслото, продължителността на цикъла трябва да се увеличи според квадратична парабола.

Технологията е тествана в находища на различни нефтени региони - Уралско-Поволжкия регион, Западен Сибир, Украйна, Беларус и др. Първият етап от промишленото внедряване на метода обхваща периода от 1965 до 1978 г. Характеристика на този етап е преминаването към циклично наводняване на отделни участъци и блокове от полета, извършено на базата на съществуващата система RPM за линейно наводняване.

Процесът на нестационарно инжектиране на вода, за да се осигурят колебания във формацията, се извършва главно чрез разделяне на редове от инжекционни кладенци на приблизително равни групи и създаване на различни фазови условия за инжектиране за тях. Колебанията на потока в групи от кладенци са създадени по два начина:

1) по време на непрекъсната работа на всички инжекционни кладенци се създават последователно съседни групи различни фазиводен поток чрез промяна на налягането в устието на кладенеца; този метод е използван в районите Абдрахмановская, Азнакаевская и Южно-Ромашкинская на полето Ромашкинское; в находищата Самотлор, Вагинское и Мегионское в Западен Сибир;

2) с алтернативно спиране на съседни групи кладенци - с пълно спиране на някои групи в други групи беше осигурено увеличаване на приемистостта; Този метод е препоръчан в районите Восточно-Сулеевская и Алкеевская на Ромашкинското поле, в районите на Шаимски и Сургутски райони на Западен Сибир, Украйна и Самарска област. Продължителността на фазите с обратен знак се различава леко от изчислената и е равна на средно 15 дни (полуцикли от 15 дни). Такива симетрични цикли са използвани в полетата на Уралско-Поволжския регион, Украйна и в Правдински и Уст-Баликски (Солкинска област) полета в Западен Сибир. В повечето полета в Западен Сибир продължителността на фазата на намаляване на инжектирането обикновено е по-малка от противоположната фаза.

Тази организация на процеса е удобна за системи за вградена разработка; освен това се създават условия за частична промяна на посоките на филтрационните потоци.

В същото време нямаше почти напълно резерв за увеличаване на мощността на системата за поддържане на налягането, в резултат на което средните нива на впръскване по време на цикличност бяха 60...80% от предцикличното ниво, което беше отклонение от пилотната програма.

Получено е увеличение на добива на нефт, намалена е обводнеността на продуктите, а в полеви условия те са потвърдени теоретична подготовкаприлагане на циклично наводняване бяха изяснени критериите за приложимостта на този метод. Бяха идентифицирани области на параметрите на формирането и режимите на работа на кладенеца, в които с висока степен на надеждност може да се разчита на максимална ефективност на цикличното наводняване:

За съотношението на средните нива на възнаграждение: от 60 до 100%;

За времето на настъпване на нестационарно въздействие: до 10 години;

За хетерогенност слой по слой: повече от 0,5;

За начална маслена наситеност: от 55 до 75;

за средна пропускливост на пласта: от 50 до 600 mD.

Използването на нестационарно наводняване е препоръчително в райони с непоследователни, зонално разнородни образувания на голяма площ, с образувана система за наводняване на етапа на намаляващо производство. Този критерий на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг се удовлетворява от слоевете на хоризонтите AS-AV и в по-малка степен от хоризонтите BS-BV (последните са разработени през в по-голяма степен). Отбелязано е широкото използване на хидродинамични методи, вкл. в находищата Федоровское, Приобское и Северно-Лабатюганское (25-30% от дейностите).

Общо от началото на 2000-те години приносът на нестационарните наводнения в производството на нефт в областта възлиза на 48 милиона тона. В същото време специфичната ефективност на мерките е ниска: през последните 7 години възлиза на 300-500 тона на операция на сондаж. Намаляването на ефективността на нестационарното наводняване е свързано с навлизането на съоръженията, в които се използва, в последния етап на развитие, придружено от разпадането на системата за наводняване.

Масло с висок вискозитет

При разработването на находища с високо вискозитетни масла, първият проблем е бързото, често „пробивно“ обводняване на кладенци на фона на ниски дебити и ниско производство на запасите на обекта. При липса на интензификация, поради високия вискозитет на петрола, както и ниските стойности на налягането в резервоара (ограничаващо усвояване), входните дебити на кладенците се оценяват на 0,5-1 t/ден за всеки 10 mD пропускливост. Тези. с относително висока пропускливост от 100 mD, дебитът няма да надвишава 10 t/ден. Наличието на контактни зони ограничава обхвата на приложение на хидравличното разбиване в нефтени образувания с висок вискозитет на територията на Ханти-Мансийския автономен окръг, класифициран като сеномански нефтен и газов комплекс. При тези условия използването на технологии като инжектиране топла вода, инжектиране на водна пара, инжектиране на сгъстена от полимер вода, комбинация от инжектиране на сгъстена вода и пробиване на кладенци с плоско или хоризонтално положение на сондажа във формацията, както и термогазохимическо въздействие (инжектиране на O 2)

Когато се инжектира гореща вода или пара, поради повишаване на температурата на резервоарната система, вискозитетът на нефта намалява, водният разрез намалява и производителността на нефтените кладенци се увеличава. Тази технология обаче има своите недостатъци - термичните методи са ефективни само при достатъчно гъста мрежа от кладенци (до 4 хектара/кладенец - разстоянието между кладенците е 200 m), освен това се характеризират с висока цена поради необходимостта от за загряване на вода.

Друг ефективен метод на експозиция е инжектирането на полимерни разтвори. Ефектът е намаляване на скоростта на напояване на производствените кладенци, което се постига чрез увеличаване на вискозитета на изместващия агент (намаляване на неговата подвижност спрямо нефта) и изравняване на фронта на изместване - частична изолация на силно пропускливи измити канали. Задължително условиеза прилагане на тази технология - добри филтрационни и резервоарни свойства на пласта за осигуряване на достатъчна производителност на добива и приемистост на инжекционните кладенци. Ограничението за тази технология е температурата на образуване - полимерите запазват свойствата си при температури не по-високи от 90°C.

Тъй като маслото с висок вискозитет е тежко, може да се подчертае още един проблем - ниското търговско качество на маслото. Последствието е по-ниска цена, по-високи разходи за преработка и в крайна сметка ниска икономическа привлекателност на разработването на такива залежи. Като съвременни технологии можем да предложим газови и термични газови методи на въздействие, чийто ефект е окисляване на нефта, намаляване на неговата плътност и намаляване на дела на тежките фракции. В допълнение, този тип въздействие увеличава производителността на сондажа чрез намаляване на вискозитета на маслото. Използването на тази технология изисква специфично оборудване - помпени и компресорни станции с различна мощност, изграждане на газопроводна мрежа, оборудване за подготовка на ударния агент.

Добив на масло

Технологиите за физикохимично третиране се основават на инжектиране

високомолекулни състави и са насочени към увеличаване на коефициента на добив на нефт чрез осигуряване на равномерно изместване на нефта от хетерогенна продуктивна формация. Ефектът се постига благодарение на преразпределението на потоците във формациите поради проникването на състава дълбоко във формацията на значителни разстояния.

Когато се инжектират химически реагенти с отклоняващи потока свойства, в съответствие със законите на подземната хидродинамика, те се преместват в най-пропускливите слоеве на перфорирания интервал. При условия на развитие на резервоара поради изкуствено наводняване (инжектиране на вода) тези слоеве се измиват едновременно с вода в най-голяма степен. Взаимодействието на инжектирания реагент с водата води до промяна в хидродинамичните характеристики на последната и води до намаляване на нейната подвижност. Съответно общият приток на вода в кладенеца (осигурен главно от промити слоеве) се намалява, без да се компрометира притока на нефт.

Технологиите, базирани на физични и химични ефекти, включват инжектиране на полимери, биополимери (BP), омрежени полимерни системи (CPS), полимерни диспергирани суспензии (PDS), както и комплексно използване на основи, повърхностноактивни вещества и полимери.

Най-широко използваният полимер е PAA (полиакриламид).

Полиакриламидите, използвани в полимерното наводняване, претърпяват частична хидролиза, оставяйки анионни (отрицателно заредени) карбоксилни групи (-COO-), разпръснати по гръбнака на макромолекулата. Поради тази причина полимерите се наричат ​​частично хидролизирани полиакриламиди. Обикновено степента на хидролиза е 30-35% от акриламидните мономери; следователно, частично хидролизираната полиакриламидна молекула е отрицателно заредена, което обяснява много от нейните физични свойства.

Тази степен на хидролиза е избрана за оптимизиране на определени свойства като разтворимост във вода, вискозитет и капацитет на задържане. Ако степента на хидролиза е твърде ниска, полимерът няма да се разтвори във вода. Ако е голям, свойствата му ще бъдат твърде чувствителни към ефектите на минерализация и твърдост.

В Русия технологиите за отклоняване на потока се използват доста широко. През 2000-те години средногодишното покритие на съществуващите геоложки и технически мерки, използващи ги, е 5,5%, което при броя на работещите кладенци е около 90 хиляди единици. еквивалентно на няколко хиляди сондажни операции годишно. В същото време има редица проблеми, които пречат на по-широкото използване на тази технология.

Един от факторите, ограничаващи употребата полимерни технологиив руски полета, е високата цена на работния агент - PAA. В момента страната използва вносна PAA, чиято цена е около 3 хиляди долара/т. Мащабът на приложение на полимерните технологии в бъдеще ще се определя както от възможността за намаляване на цената на работния агент (в резултат на използването на домашен PAA или алтернативен агент), така и от динамиката на световните цени на петрола и държавна данъчна политика.

В допълнение, в някои полета на Западен Сибир използването на полимерно наводняване има ниска ефективност поради дисбаланса на системата за развитие на обекта и ниската текуща компенсация на екстракциите (по-малко от 30%). В много случаи са извършени недостатъчен брой лабораторни изследвания, което е довело до голямо отклонение на действителните данни от проектните. Освен това съществува проблемът с лошия качествен контрол върху движението на химическите реагенти във формацията.

И накрая, реагентите, използвани за физическо и химическо действие, са обект на механично (под влияние високи скоростипоток) и термично разрушаване. В последния случай разрушаването на "гел" екрана става при повишаване на температурата или поради високата й първоначална стойност. Последствието е включването на междинния слой отново в разработката и разединяването на междинните слоеве с ниска пропускливост. В допълнение, процесът на разрушаване на гела се ускорява поради окислителни процеси под въздействието на разтворен кислород от въздуха, въведен в системата през ежектора при дозиране на PAA в потока вода, инжектирана във формацията.

В допълнение към температурата на резервоара, pH или твърдостта на водата също влияят върху разрушаването на полимерите. При неутрално pH, разграждането много често е незначително, докато при много ниско или високо pH, и особено при високи температури, то е значително. В случай на частично хидролизирани полиакриламиди, хидролизата ще унищожи внимателно подбраната степен на хидролиза, присъстваща в оригиналния продукт.

Изброените проблеми могат да бъдат решени чрез използване на чуждия опит в използването на физико-химични EOR: неговите разпоредби като систематично въздействие (вместо единични операции) и използването на сложни технологии - които имат ефект в няколко посоки и следователно са по-малко чувствителни към неблагоприятни условия.

Пример за сложна технология е едновременното инжектиране на повърхностноактивни вещества и основи с полимери. В този случай алкалът взаимодейства с киселото масло, което води до освобождаване на повърхностно активно вещество. На свой ред, повърхностно активното вещество намалява повърхностното напрежение на границата масло-вода, като спомага за увеличаване на ефективността на изместване. Действието на полимера е подобно на действието на традиционните физикохимични методи и се изразява в намаляване на подвижността на водата.

Системният характер на ефекта от физико-химичното въздействие се постига в случаите, когато то се извършва като модификация на традиционното наводняване - с максимално покритие на инжекционния фонд, а не чрез отделни краткосрочни операции.

Специалистите на Shell използват сложни технологии за физическо и химическо третиране в находища в САЩ от 80-те години на миналия век. Първите тестове, проведени на полето White Castle, Луизиана, САЩ, демонстрираха ефективността на технологията. Освен това през 1989 г. е получен положителен ефект върху няколко кладенци в Лос Анджелис, където 38% от нефта, останал след други методи на наводняване, е произведен в резултат на сложно физико-химично наводняване.

В китайски полета като Дакинг, Шенли и Карамай от средата на 90-те години се използва комплексно физикохимично третиране. Въздействието се осъществява чрез редуване на инжектиране на полимерни разтвори и ASP системи в общи натрупани обеми, сравними с обема на порите на пласта. Увеличаването на коефициента на добив на нефт поради удара е 15-25%.

Значително увеличение на добива на нефт беше постигнато с помощта на сложни физико-химични ефекти в Оман, в полето Мармул. Производството на него се извършва в продължение на 25 години, но само 15% от запасите са възстановени поради високата плътност и вискозитет на петрола. Това обстоятелство определя ниската ефективност на наводняването. От началото на 2010 г. потребителят на подпочвите на полето Marmul, компанията PDO, инжектира полимерен разтвор в обем от 100 хиляди барела (15 хиляди m3) на ден. Ползвателят на недрата планира да постигне увеличение на производството с 8 хиляди барела (повече от 1 хиляди тона) на ден и да увеличи коефициента на добив на нефт от 15 на 25%

За други примери, като индийското поле Viraj и полетата на канадската провинция Саскачеван, въвеждането на сложни физични и химични технологии за стимулиране току-що започна, но дори и там, въпреки екстремните геоложки и физически условия, значително увеличение на прогнозира се добив на нефт.

Предпочитани за комплексно физикохимично третиране са пластове с високи резервоарни свойства, дългосрочно развитие чрез наводняване и съдържащи нефт с умерен вискозитет. При висок вискозитет на маслото) е необходима комбинация от физични и химични ефекти с топлинни ефекти.

Интелигентни кладенци

В практиката на разработване на нефтени находища това понятие се разбира като технологии за едновременна и отделна работа на многослойни обекти и пробиване на многостранни хоризонтално разклонени кладенци. И в двата случая целта е инжектираната вода да се разпредели в интервали с ниско дренажно покритие и да се ограничи разточителната циркулация на вода в промитите слоеве и застоялите зони.

Известно е, че едновременното инжектиране на вода в няколко слоя, разнородни по пропускливост, води до бързо напояване на находищата, ниско покритие на тяхното влияние и образуване на водни блокади на отделни неразработени зони. В същото време ускореното напредване на фронта на изместване на нефт от вода през силно пропускливи образувания води до пробиви на вода до дъното на производствените кладенци и в резултат на това обемът на произведената вода и разходите за нейното инжектиране се увеличават. Това в най-добрия случай води до увеличаване на разходите за добив на нефт, а в най-лошия случай до извеждане от експлоатация на наводнен кладенец заедно със загуба на неизползвани запаси от нефт, останали в нископропускливи формации. Практиката на едновременно инжектиране на вода в няколко пласта също води до загуба на информация за реалните обеми на инжектирана вода във всеки от слоевете.

Петролът е един от основните ресурси, необходими на хората. В продължение на много хилядолетия човечеството използва петрол различни областидейности. И въпреки факта, че учените работят неуморно за разработването на нови енергийни технологии, петролът все още остава незаменим продукт в областта на енергетиката, преди всичко. Запасите от това „черно злато“ обаче се изчерпват невероятно бързо. Почти всички гигантски находища отдавна са открити и разработени; практически не са останали. Заслужава да се отбележи, че от началото на този век нито един голям нефтено находище, като Samotlor, Al Ghawar или Prudhoe Bay. Този факт е доказателство, че човечеството вече е изразходвало по-голямата част от петролните находища. В тази връзка въпросът за производството на петрол става все по-остър и належащ с всяка година, особено за Руската федерация, която е на трето място сред всички страни в света по отношение на капацитета на своя нефтопреработвателен сектор след Китай и САЩ.

По този начин, руски властиполага всички усилия да поддържа обема на производството на петрол, като по този начин поддържа влиянието на държавата на световния пазар. Според аналитичните прогнози в близко бъдеще лидерството в областта на производството на петрол ще премине към Канада, Бразилия и Съединените щати, което е разочароващо за Руската федерация. От 2008 г. в страната се наблюдава отрицателна динамика в добива на този ресурс. Според Министерството на енергетиката към 2010 г. производството на петрол в щата е било 10,1 милиона барела, но до 2020 г., ако нищо не се промени, производството ще спадне до 7,7 милиона барела. Ситуацията може да се промени само чрез драстични мерки в политиката на нефтодобивната и нефтопреработвателната индустрия. Всички тези статистики и показатели обаче не показват, че петролните запаси са на изчерпване. Това предполага, че сега по-голямата част са трудни за възстановяване петролни запаси. Според оценки на Министерството на енергетиката, обща сумаТакива находища на петрол в Русия възлизат на около 5-6 милиарда тона, което като процент е 50-60% от общия обем. По този начин стегнатото масло е добро решение на проблема с поддържането на необходимите обеми добив на нефт. Следователно добивът на труднодобиваем нефт е необходима мярка.

Трудно извличаемите петролни залежи са нефтени залежи, които се характеризират с неблагоприятни условияза добива на този ресурс, както и неблагоприятни физически свойства. В допълнение към този виднефтените находища също включват тези, разположени в шелфовата зона, в находища в късен етап на развитие, както и нефт с висок вискозитет. Добър пример за производството на масло с висок вискозитет е развитието на Ямало-германското поле, което има характеристики, които допринасят за втвърдяването на петрола не само в студа, но и при температури над нулата.

Абсолютно всички трудни за възстановяване нефтени находища са разделени на две категории:

1. Резервоари, характеризиращи се с ниска пропускливост на образуванията. Те включват плътни пясъчници, шисти и формацията Баженов;
2. Висок вискозитет и тежък нефт - естествен битум, нефтени пясъци.

Заслужава да се отбележи, че маслото, принадлежащо към първата група в своята качествени характеристикидоста сравнимо с петрола, който се добива по традиционния метод.

Като се имат предвид трудностите по време на добива на такъв петрол, заслужава да се отбележи, че конвенционалните методи за разработване на такива находища ще бъдат неефективни. В тази връзка се използват напълно различни технологии, които изискват съответните разходи. В продължение на няколко години експертите изучават находища на труднодобиваем петрол и разработват подходящи, но същевременно сравнително евтини методи за добива му.

По този начин разработването на труднодостъпни петролни запаси традиционни методиводи до факта, че първоначално ресурсът от кладенеца е добър, но бързо се изчерпва. Това се дължи на факта, че производството на нефт в този случай се извършва от малка площ, която е в непосредствена близост до перфорираната част на кладенеца. В тази връзка пробиването на конвенционални вертикални кладенци не дава необходимия резултат. В този случай трябва да се използват методи за увеличаване на производителността на кладенеца. По правило те са насочени към увеличаване на зоната на контакт с образуването, което има високо насищане с нефт. Този ефект може да се постигне чрез пробиване на кладенци с голям хоризонтален участък, както и чрез използване на метода на хидравлично разбиване на няколко места едновременно. Този метод също често се използва при производството на шистов петрол. Въпреки това, за производството на, например, естествен битум или ултравискозно масло, този метод ще бъде неефективен.

Изборът на методи за извличане на такива суровини се основава на такъв параметър като дълбочината на поява на скали, наситени с нефт. Ако находищата са разположени на сравнително малка дълбочина, до няколко десетки метра, тогава отворен методпроизводство В противен случай, ако дълбочината е достатъчно голяма, труднодобиваемият нефт първо се нагрява с пара под земята, което го прави по-течен и изкарва на повърхността. Производството на пара, която се изпомпва в кладенеца, се извършва в специално котелно помещение. Струва си да се отбележи, че при използването възникват трудности този методв случай, че дълбочината на труднодостъпния нефт е много голяма. Това се дължи на факта, че по пътя към маслото парата губи температурата си, като по този начин не загрява маслото колкото е необходимо, поради което неговият вискозитет не се променя по желание. Следователно има метод за парно-газово стимулиране, който не включва подаване на пара във формацията, а получаването й директно на необходимата дълбочина. За да направите това, парогенераторът е инсталиран директно в лицето на мината. Към парогенератора се подават специални реагенти, чието взаимодействие генерира топлина, която допринася за образуването на азот, въглероден диоксид и вода. Когато въглеродният диоксид се разтвори в маслото, той също става по-малко вискозен.

По този начин си струва да се отбележи, че течният нефт е важен ресурс, чието извличане ще помогне да се поддържа производството на необходимите количества петрол. За извличането му обаче трябва да се използват принципно различни методи, значително различни от извличането на нефт от традиционни находища. Това от своя страна води до допълнителни финансови разходи. В тази връзка крайната цена на добития трудноизвличаем петрол ще бъде около $20 за 1 барел, докато цената на 1 барел традиционен петрол е $3-7. Специалистът продължава да работи върху нови технологии, които ще позволят извличането на труднодобиваем петрол с минимални разходи.