¿En qué tecnologías de vanguardia dependen los campos petroleros maduros extranjeros para mejorar la recuperación de petróleo?
La mejora de la tasa de recuperación de antiguos yacimientos petrolíferos está en consonancia con las necesidades reales.
La tasa promedio global actual de recuperación de petróleo crudo es 35, y la tasa promedio global de recuperación de gas natural convencional es 70. Las reservas restantes de los antiguos yacimientos petrolíferos son todavía considerables y el potencial para la exploración petrolera es enorme. Seguirán siendo la fuerza principal del suministro mundial de petróleo en el futuro. Por lo tanto, es una opción realista explorar continuamente nuevas tecnologías y maximizar el valor de los antiguos yacimientos petrolíferos. Si la tasa global de recuperación de petróleo aumenta en 1, las reservas recuperables aumentarán en más de 5 mil millones de toneladas, equivalente a dos años de consumo global de petróleo.
Hay cinco problemas principales en el desarrollo de campos petroleros antiguos: primero, el reemplazo de recursos y el progreso de seguimiento son lentos y es difícil utilizar nuevas reservas; segundo, el contenido de agua continúa aumentando; y la relación entre el petróleo subterráneo y el agua es complicada; en tercer lugar, la carcasa está gravemente dañada; la infraestructura está envejeciendo; en cuarto lugar, la producción de un solo pozo es baja y la contradicción entre entrada, producción y costo es cada vez más prominente; quinto, el tratamiento de los contaminantes no cumple plenamente con los estándares y los problemas de protección ambiental son prominentes. La principal solución es encontrar el petróleo restante y optimizar la gestión del yacimiento, aumentando así la producción y la tasa de recuperación de un solo pozo y, en última instancia, logrando el propósito de optimizar los costos y extender la vida económica del campo petrolero. Actualmente, las compañías petroleras mundiales están tomando medidas activas para alcanzar objetivos de producción de petróleo más elevados.
En 2014, Statoil estableció la unidad de negocios EOR (recuperación mejorada de petróleo) para aumentar la recuperación de petróleo en alta mar a 60.
Malasia lanzó el proyecto EOR más grande del mundo en 2012, que se utilizó en el campo petrolífero Balam Delta y el campo petrolífero North Sabah, aumentando la tasa de recuperación de petróleo de estos dos campos petrolíferos a aproximadamente 50 y extendiendo el período de producción para 2040. .
Rusia implementa una política fiscal preferencial para los campos petroleros antiguos, que estipula que cuanto mayor sea el grado de extracción, mayor será el margen preferencial, implementa un método de recaudación diferenciada del impuesto de extracción para las reservas de petróleo de difícil acceso; extraer, y para los antiguos yacimientos petrolíferos de la Región Autónoma de Yamal-Nenets. Los yacimientos petrolíferos están exentos de impuestos sobre la extracción de recursos naturales.
Tecnología mejorada de recuperación de petróleo y dirección de desarrollo en campos petroleros antiguos
En la actualidad, mejorar la recuperación de petróleo requiere esfuerzos en la recuperación secundaria y terciaria de petróleo. Los principales métodos incluyen inundación con agua, mantenimiento de la presión del fondo del pozo, recuperación térmica, inundación con gas, inundación química y otros métodos (como la inundación microbiana). Según las estadísticas del Instituto de Investigación de Tecnología y Economía del Petróleo de China sobre el número de diversos tipos de proyectos de recuperación mejorada de petróleo en todo el mundo entre 1980 y 2012, la tecnología de recuperación térmica, como primer medio técnico para mejorar la recuperación de petróleo, ha mantenido un nivel constante. número de proyectos a lo largo de los años.
En los últimos años, el número de proyectos de inundación de dióxido de carbono ha aumentado año tras año, convirtiéndose en la segunda mayor tecnología EOR después de la recuperación térmica. El número de proyectos de inundaciones químicas y de inundaciones por gases distintos del dióxido de carbono ha disminuido gradualmente, mientras que el número de proyectos de recuperación térmica se ha mantenido estable.
En la actualidad, la serie de tecnologías clave para la exploración y el desarrollo de antiguos campos petroleros incluye tres categorías principales: descripción del petróleo restante, inundación de agua mejorada y tecnología EOR de nueva generación.
1. Descripción del petróleo restante: La descripción del petróleo restante es el uso de nuevas tecnologías para encontrar con precisión el petróleo restante y describir más claramente la ubicación y las condiciones de formación del petróleo restante. Es la base para la gestión y el manejo del yacimiento. recuperación mejorada. La descripción detallada del petróleo restante se ha convertido en la dirección futura del desarrollo de este tipo de tecnología. Específicamente, a medida que se profundiza la dificultad de la explotación de los yacimientos de petróleo y aumentan los datos dinámicos de producción, se llevan a cabo investigaciones precisas de las características geológicas y la descripción de la distribución del petróleo restante, se mejora el modelo geológico del yacimiento y se cuantifica la distribución del petróleo restante. Requiere la cooperación de la prospección geofísica, la geología, el registro de yacimientos y pozos. Estas tecnologías emergentes incluyen principalmente la tecnología sísmica de cuatro dimensiones, la detección de fibra óptica y los nanorobots.
(1) Tecnología sísmica de cuatro dimensiones La sísmica de cuatro dimensiones estudia las características cambiantes de los fluidos en la formación a través de observaciones repetidas.
Su ventaja técnica es que se puede utilizar en todo el ciclo de desarrollo de campos petroleros: proteger la capacidad de producción básica del campo petrolero en la etapa inicial de desarrollo puede garantizar altos beneficios económicos en la etapa intermedia de desarrollo; a largo plazo, extenderá el período de desarrollo del campo petrolero y mejorará el factor de recuperación final.
(2) Tecnología de monitoreo dinámico permanente de fondo de pozo de fibra óptica El monitoreo de yacimientos con sensores de fibra óptica consiste en utilizar sensores de fibra óptica para probar parámetros como el flujo multifásico de fondo de pozo, la temperatura, la presión, la tasa de retención de líquidos, etc. durante la extracción de petróleo. Proceso de producción para comprender las condiciones de producción de líquidos de los pozos de petróleo y las condiciones de inyección de agua de los pozos de inyección de agua. La detección dinámica de esta información proporciona condiciones para una mejor gestión de los yacimientos: es beneficioso para optimizar la producción y la vida de los pozos de petróleo y optimizar el diagnóstico de fallas de los pozos y el monitoreo de terminaciones inteligentes del flujo de vapor y la eficiencia real del SAG; -monitoreo del tiempo y confirmación de la eficiencia de las operaciones de fondo de pozo; mejora de la estimulación del yacimiento y medidas correctivas, como la observación en tiempo real del crecimiento de la altura de la fractura durante el tratamiento de fracturación.
(3) El nanorobot de la capa de aceite es un nanosensor que ingresa a la capa de aceite mediante inyección de agua. Durante el "viaje" subterráneo, se puede analizar la presión, la temperatura y el tipo de fluido del yacimiento y la información se almacena en la memoria para ser producida y recuperada por el pozo de producción junto con el petróleo crudo. En aplicaciones prácticas, pueden ayudar a delinear rangos de yacimientos, mapear patrones de fracturas y fallas, identificar y determinar canales de alta permeabilidad; encontrar petróleo y gas perdidos en campos petroleros, optimizar la ubicación de los pozos, diseñar y generar modelos geológicos más realistas para el transporte profundo a los yacimientos; Sustancias químicas para aumentar la producción de petróleo y gas; comprender la matriz entre pozos, las propiedades de fractura y fluidos, así como los cambios en la producción de petróleo y gas, se puede completar mediante contacto directo con el yacimiento y desempeña un papel importante en el descubrimiento y explotación de los restos; aceite. Vale la pena mencionar que Saudi Aramco propuso el concepto de nanorobots en 2007, realizó pruebas de viabilidad en 2008 y pruebas de campo en 2010. La tecnología está cada vez más madura. Además, la Alianza de Energía Avanzada (AEC), compuesta por muchas empresas de petróleo y gas reconocidas en el mundo, se ha comprometido a utilizar la nanotecnología para explorar y producir petróleo y gas, desarrollar microsensores y nanosensores subterráneos, y realizar una caracterización tridimensional de los yacimientos de petróleo y sus fluidos para comprender mejor, caracterizar los yacimientos y desarrollar eficazmente los recursos de petróleo y gas. 2. Mejorar la inundación de agua. La mejora de la inundación de agua mejora principalmente el efecto de inundación de agua desde dos direcciones. Por un lado, es necesario estudiar métodos para mejorar los procesos de fondo de pozo y los procesos de inyección de agua, como la separación de agua y petróleo en el fondo de pozo, la inyección inteligente de agua estratificada en pozos, etc., por otro lado, es necesario cambiar la calidad del agua; el agua inyectada ajustando la composición iónica y la salinidad del agua inyectada de la superficie de la roca del yacimiento, mejorando así la recuperación de petróleo. Los principales métodos incluyen la inundación con agua de baja salinidad, la inundación inteligente con agua y la inundación inteligente con fluidos, que se caracterizan por utilizar equipos de inundación con agua existentes para obtener mayores tasas de recuperación con una inversión mínima. En la actualidad, BP, Saudi Aramco, Shell y otras empresas han llevado a cabo pruebas de campo de inundaciones con agua de baja salinidad y tecnología de inundación con agua inteligente, con buenos resultados. Los experimentos en interiores aumentaron el factor de recuperación en aproximadamente un 40%; los experimentos con un solo pozo aumentaron el factor de recuperación en un 6-12%. Los experimentos de campo mostraron que el efecto de aumento de petróleo fue obvio y la producción de agua de los pozos de petróleo disminuyó. En la actualidad, las tecnologías representativas en este campo incluyen: (1) Tecnología de inundación de agua de baja salinidad LoSal, que puede aumentar el factor de recuperación hasta en 10. Desde 2005, BP ha inyectado agua de baja salinidad en la formación en el yacimiento petrolífero de Alaska. campo a través de dispositivos hidráulicos mejorados grado de agua, el efecto de recuperación de petróleo es obvio y el volumen de producción de agua cae de 92 a 87. (2) Tecnología inteligente de inundación de agua SmartWater. El equipo inteligente de producción de pruebas de inundación de agua en minas se ha probado en pozos individuales en yacimientos de carbonato como Ghawar y Kindom en Arabia Saudita. Durante la primera prueba de campo de Kindom, la saturación de petróleo residual alrededor del pozo cayó un 7%. Actualmente, se está llevando a cabo una prueba de campo de inyección de agua inteligente en múltiples pozos para estudiar el impacto de la inyección de agua inteligente en el factor de recuperación final de todo el yacimiento. Se espera que aumente el factor de recuperación entre un 8% y un 10%.
3. La nueva generación de tecnología EOR incluye principalmente tecnología de inundación de gas y recuperación microbiana de petróleo.
(1) Tecnología EOR por inundación de gas La inundación con dióxido de carbono (CO2) es la principal tecnología de inundación por gas. Según las estadísticas de 2012, en el mundo hay más de 100 proyectos de inundación de CO2, de los cuales alrededor del 90% se concentran en Estados Unidos. La inundación de CO2 se ha convertido en la primera tecnología de recuperación mejorada de petróleo en Estados Unidos, con una producción anual de petróleo de 150.000 toneladas y una inyección anual de 30 millones de toneladas de CO2.
La tecnología CO2-EOR de "nueva generación" elimina los problemas de digitación viscosa e inundación inmiscible al aumentar el volumen de inyección de CO2, optimizar el diseño y disposición del pozo, agregar polímeros u otros viscosificantes y agregar aditivos para reducir la presión miscible mínima. La saturación de petróleo restante en los poros del yacimiento después de la inundación de agua y permite que el petróleo restante fluya nuevamente, lo que tiene buenas perspectivas de aplicación en las áreas de petróleo restantes. La zona de petróleo restante (ROZ) se refiere a algunas capas que contienen petróleo que no tienen una producción económica de petróleo en la recuperación primaria y secundaria de petróleo. Roz se encuentra normalmente bajo la capa de producción principal de los yacimientos petrolíferos convencionales o en los primeros canales de migración de agua entre yacimientos petrolíferos convencionales. Las reservas son extremadamente ricas y alcanzan los 654.380,4 millones de barriles. Se espera que el desarrollo de ROZ aumente las reservas recuperables de petróleo crudo estadounidense entre un 30% y un 50%. Actualmente, el principal modelo de desarrollo de ROZ es el CO2-EOR miscible. Con la aplicación de tecnología mejorada de CO2-EOR de "nueva generación", la producción de ROZ ha aumentado significativamente, pero la falta de un suministro suficiente de CO2 barato impedirá que la producción alcance niveles más altos. A finales de 2012, se habían implementado 11 proyectos ROZ en la Cuenca Pérmica de los Estados Unidos, con una producción diaria de petróleo de más de 13.000 barriles. Para el futuro están previstos seis proyectos ROZ, y el calendario de nuevos proyectos dependerá de la disponibilidad de suministros de CO2.
(2) Tecnología microbiana de recuperación de petróleo
Principio de la tecnología de desplazamiento de petróleo con enzimas biológicas: inyectar preparaciones especiales de enzimas biológicas en la formación para cambiar la humectabilidad de la roca de petróleo a agua, y Las partículas minerales se reducen la tensión interfacial con la fase oleosa y se reduce la resistencia al flujo del fluido a través de la garganta de los poros, aumentando así el contenido de aceite. El campo petrolífero Mann de Myanmar es un antiguo campo petrolífero que se puso en producción en 1970. Después de agregar la enzima, el contenido de agua disminuyó significativamente y la producción de aceite fue relativamente estable.
Principio técnico AERO (Activated Environmental Oil Recovery): optimizar la calidad del agua produciendo nutrientes, permitiendo que los microorganismos se multipliquen rápidamente. Los microorganismos activados pueden utilizar el petróleo crudo como fuente de carbono y actuar como tensioactivos para reducir la tensión interfacial petróleo-agua, y el petróleo se libera en el flujo de agua. La reproducción microbiana bloquea los grandes canales de flujo de agua, lo que obliga al agua a elegir otras rutas de flujo y conduce; más petróleo crudo varado. Una vez activado el sistema aerodinámico, se repite el procedimiento hasta que se haya drenado todo el aceite residual. Este sistema puede extraer hasta el 20% del petróleo crudo difícil de recuperar en la formación, lo que puede aumentar la producción de petróleo crudo en el área entre un 9% y un 12%. Al utilizar la infraestructura y los equipos de producción existentes, no es necesario perforar nuevos pozos.
Aplicación de la tecnología de recuperación de petróleo microbiana: la tecnología de desplazamiento de petróleo microbiano se considera la tecnología de desplazamiento de petróleo más prometedora en los Estados Unidos. Según las estadísticas, las reservas disponibles para la recuperación microbiana de petróleo en Estados Unidos ascienden a 649 mil millones de barriles, lo que representa el 58% de sus reservas totales. Durante los últimos 20 años, el Departamento de Energía de EE. UU. ha apoyado 47 proyectos de investigación de recuperación microbiana de petróleo, ocho de los cuales están en curso. La tecnología de inundación microbiana se está sometiendo a extensas pruebas de campo, y los resultados de la investigación indican que la tecnología de inundación microbiana puede mejorar la recuperación de petróleo cuando se implementa en las últimas etapas del desarrollo de la inundación con agua16.
Rusia ha llevado a cabo principalmente investigaciones sobre tecnología de desplazamiento de petróleo microbiano endógeno y también ha introducido aplicaciones industriales a gran escala. Se logró un aumento de petróleo de 600.000 toneladas en antiguos yacimientos petrolíferos como Romashkin, Bashkorstan y Tatar, ampliando la vida útil de los yacimientos de petróleo.
Statoil llevó a cabo el experimento de tecnología de inundación de petróleo microbiano más grande del mundo en el campo petrolífero Norne en el campo petrolífero del Mar del Norte y logró un gran éxito. Se espera que aumente la producción de petróleo crudo en 30 millones de barriles. Statoil también considera la tecnología de recuperación microbiana de petróleo como su principal dirección de investigación en el futuro.