Коефициент на възстановяване на маслото
В предишната част обсъдихме причините, поради които по принцип е невъзможно да се извлекат всичките му геоложки запаси от нефтено находище. Статията обяснява какво е коефициент на възстановяване на нефт (ORF), как се случва и от какво зависи. Фактът, че коефициентът на нефтен добив почти никога дори не се доближава до 100%, редовно се използва в историите за варварската експлоатация на нефтени находища, особено български. И както видяхме, той се използва напълно неправилно.
Сега бих искал да обсъдя друга често срещана вариация на този мит. В този вариант българските петролни компании, в преследване на краткосрочни печалби, жестоко прилагат стимулиране на добива и хидравлично разбиване, което води до необратимо намаляване на коефициента на добив на нефт и загуба на остатъчни нефтени запаси. И, казват те, ако вместо това мислеха за бъдещето и експлоатираха кладенците по-спокойно, тогава коефициентът на добив на нефт ще бъде по-висок и, което е важно, в резултат на това от находището ще се произвежда повече нефт.
Най-добре е да обсъдим този мит с конкретен пример. Диаграма 1 показва динамиката на основните показатели за развитие на едно от големите находища в Западен Сибир, което може да се счита за типично до известна степен. Ще прегледаме неговата история и ще видим как различни събития са повлияли на оставащите запаси и коефициента на добив на петрол.
Диаграма 1. Динамика на основните показатели на развитие.
Сондажът на това находище е завършен през 1989 г. - това се вижда от спирането на растежа на съществуващия сондажен фонд на диаграмата. След това практически нямаше нови кладенци, пуснати в експлоатация на полето, тъй като върху него просто не остана непробита площ.
В допълнение към запаса от кладенци, диаграмата показва и среднодневния добив на нефт и течност. Думата "среден" тук означаваче брутното производство (в тонове) за всеки календарен месец е разделено на броя на дните в този месец. Получените стойности (измерени съответно в тонове на ден) станаха точки на диаграмата, а точките са свързани в линии. Вижда се, че до 1984 г. добивът на флуид е почти равен на добива на нефт, тъй като обводнеността на кладенците в този начален етап от разработването на находището е почти нулева. През 1984-1988 г. полето беше интензивно сондажно, което доведе до бързо увеличаване на производството на течност. По-старите кладенци обаче вече са започнали да се напояват през този период, тъй като полето първоначално е използвало вторични методи за разработване под формата на наводняване. Следователно производството на петрол не нараства толкова бързо и през 1988 г. вече започва да пада, въпреки продължаващото въвеждане в експлоатация на нови кладенци.
От 1989 г. до 1998 г. имаше много значително, 2-2,5 пъти, намаление на експлоатационния запас на производствените кладенци и съответно на производството на течности. Добивът на петрол в находището за същото време е намалял 3-4 пъти. Производството на нефт намаля повече от производството на течност поради продължаващия модел на увеличено намаляване на водата по време на наводняване. Към този период, в допълнение към наводненията, изкуственият лифт вече е широко използван на терена. Помпите в производствените кладенци обаче са с относително малък капацитет, така че интензивността на работа остава относително ниска. През този период не бяха предприети мерки за по-нататъшна интензификация на производството и като цяло беше извършена малко работа. Повечето от аварийните, неработещи и проблемни кладенци, които днес съществуват в находището, станаха такива през тези години.
През 1998-1999 г. се стабилизира експлоатационният фонд на кладенците и производството на течност - броят на активните добивни кладенци и дебитъттечностите бяха почти постоянни. Тоест можем да кажем, че в този период режимът на експлоатация на находището е бил приблизително постоянен. Намаляването на добива на нефт в такива стабилни условия става по зависимост, близка до експоненциална функция на времето (виж диаграма 2). По този начин, въз основа на динамиката на производството на нефт в интервала от време, в който запасът от кладенци и производството на флуид са били приблизително постоянни, е възможно, използвайки екстраполация, да се изгради прогноза за производството на нефт при поддържане на същия режим на работа. Нещо повече, интегралът на падащата експоненциална функция от някакъв момент във времето до безкрайността е крайна стойност и може да се използва като оценка на оставащите възстановими резерви, включени в разработката в този момент.
От 2000 г. започва увеличаване на производството на течности в резултат на интензификацията му поради спускането на помпи с по-висока производителност в производствените кладенци. От 2000 г. до 2003 г. течното производство почти се удвои. През целия този период стимулирането е основният вид дейности, извършвани върху кладенците на находището (виж диаграма 3). Производството на петрол също расте до 2003 г., след което започва да намалява в резултат на наводнения.
През 2004 г. в находището се извършват малко дейности, работният фонд и производството на течности отново се стабилизират. Въз основа на динамиката на производството на нефт през този период, използвайки експоненциална функция, също е възможно да се изгради прогноза за производство и да се оценят оставащите възстановими запаси, участващи в разработката. Сравнявайки получената оценка със стойността, получена в предишния стабилен интервал (1998-1999 г.), ще разберем как интензификацията на добива на нефт през 2000-2003 г. се отрази на развитието на запасите за находището като цяло.
През 2005 г. бяха извършени много дейности на полетохидравлично разбиване (HF); след това броят на събитията отново намаля. Съответно през 2006-2007 г. имаше друг, вече трети период на приблизително постоянен фонд и ликвидно производство. Това ще ни позволи да оценим въздействието на хидравличното разбиване, извършено през 2005 г. върху производството на запаси.
Друг период на значително нарастване на производството на течности през 2008-2012 г. е свързан с масовото използване на хидравлично разбиване и стимулиране в кладенците на находището. Интервалът на повече или по-малко стабилно производство на флуид, който последва (през 2013 г.), както и в предишните случаи, позволява да се определи влиянието на тези дейности върху развитието на запасите.
Диаграма 3. Динамика на броя дейности в добивния сондажен фонд по видове.
Във втория времеви интервал беше използван високоинтензивен режим на работа на находището без хидравлично разбиване. Всички показатели в таблицата за този интервал се изчисляват точно по същия начин, както показателите за първия интервал. По този начин виждаме, че преходът към режим на работа с висока интензивност увеличи прогнозираното възстановяване на запасите до 70,8 милиона тона, т.е. интензификацията на режимите на работа на кладенците през 2000-2003 г. направи възможно не само да се постигне моментно увеличение на производството, но и да се включат допълнителни шест милиона тона петролни запаси в разработката.
Подобна картина виждаме и в третия интервал, в който освен високоинтензивния режим на работа, в част от сондажите вече е извършено хидравлично разбиване на пласта. В резултат на първото голямо приложение на хидравличното разбиване прогнозата за възстановяване на запасите се увеличи с още милион тона.
И накрая, в четвъртия интервал, след масовото използване на хидравлично разбиване и интензификация в по-голямата част от съществуващия фонд, към прогнозираното възстановяване на запасите бяха добавени още пет милиона тона.Общо в резултат на работата, извършена на находището през 2000-2012 г., според нашите оценки, 12,6 милиона тона петролни запаси са включени в разработката. Това увеличи прогнозирания коефициент на добив на нефт с около 5 процентни пункта, от 25% на 30%. В същото време, както се вижда от диаграма 1, експлоатационният фонд на сондажите на находището изобщо не се е увеличил. В находището имаше много малко дейности, с изключение на интензификация и хидравлично разбиване, така че увеличението на коефициента на добив на нефт не може да се обясни с нищо друго.