Анализ новых технологий, применяемых при добыче высоковязкой нефти на Баклановском месторождении. Добыча нефть сверхвязкая


Технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и битумов

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т д. Условно их можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения, группы: 1 -карьерный и шахтный способы разработки; 2 - так называемые «холодные» способы добычи; 3 - тепловые методы добычи.

Карьерный и шахтный способы разработки

При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом и, поэтому, возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, но после извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из неё углеводородов, что, однако, обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85 %.

 Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная– с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов.

Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам.

Для повышения темпов добычи ТН и ПБ и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт. Так называемый термо-шахтный метод применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), однако более сложен в управлении чем шахтный и шахтно-скважинный методы.

«Холодные» способы добычи

К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS», предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка. Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае, как правило, не превышает 10%.

Метод не применяется для добычи битумов и месторождений с подошвенной водой.

В числе «холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей следует указать так называемый VAPEX метод – закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки.

Таким образом, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

Тепловые методы добычи

Традиционно, существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений (в различных их модификациях) принято объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС) и закачка в пласт теплоносителей – пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение).

Внутрипластовое горение осуществляется частичным сжиганием нефти (тяжелых ее составляющих) в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами (электрическими, химическими и т. п.), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500— 700 °С.

Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды. Существует вариация этого метода разработки - влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.

Наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов являются паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей. Процесс паротепловой обработки (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в периодической закачки пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Т.к. паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15-20%). Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта. Паротепловое воздействие на пласт представляет собой неизотермическое вытеснение нефти теплоносителем. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т. д.

Более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия.

Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD). Эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

students-library.com

ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА

Транскрипт

1 ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА В.П. Малюков, М.Э. Алибеков Инженерный факультет Российский университет дружбы народов ул. Орджоникидзе, 3, Москва, Россия, В статье проанализированы инновационные технологии интенсификации добычи нефти из неоднородных пластов на месторождениях сверхвязких нефтей Татарстана с применением парогравитационного дренажа через горизонтальные скважины. Ключевые слова: сверхвязкая нефть, горизонтальные скважины, тепловое воздействие, парогравитационный дренаж. Основные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки. По основным объектам отработано до 80% утвержденных извлекаемых запасов.расчеты показывают, что если продолжать работать только на освоенных технологиях и технике разработки месторождений и добыче нефти, то продолжение эксплуатации месторождений может оказаться нерентабельным из-за естественного истощения запасов. Основным резервом для стабилизации уровней добычи нефти является вовлечение в активную разработку ресурсов трудноизвлекаемых нефтей, которые составляют около 80% от всех остаточных запасов нефтей. В Татарстане выявлено более 450 месторождений и залежей сверхвязкой нефти. Среднее значение проектного коэффициента нефтеотдачи водонефтяных зон по объектам ОАО «Татнефть» составляет 0,412. Для извлечения высоковязких нефтей применяют различные технологии (рис. 1). Рис. 1. Частота применения различных технологий для добычи высоковязких нефтей в РФ: 1 применение высокотемпературных жидких теплоносителей; 2 закачка пара; 3 применение ПАВ; 4 применение растворителей 102

2 Малюков В.П., Алибеков М.Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти... Применение высокотемпературных теплоносителей для добычи высоковязкой нефти. Методы теплового воздействия на пласт наиболее эффективны для добычи высоковязких нефтей и битумов. Наилучшие теплоносители среди технически возможных вода и пар вследствие их высокой энтальпии (теплосодержания на единицу массы). В целом, теплосодержание пара выше, чем воды, однако с повышением давления оно становится практически одинаковым. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды из-за его меньшей вязкости. Закачка пара. При закачке пара происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3 5 раз по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара в качестве теплоносителя. Наличие пара под высоким давлением из-за отставания температурного фронта от фронта вытеснения в 8 10 раз повышает вероятность прорыва в добывающие скважины или водоносные пласты. С повышением температуры закачиваемого теплоносителя возрастает эффективность прогрева пласта, однако применение перегретого пара при давлении 2 3 МПа и температуре С для битумных месторождений не обеспечивает достаточного прогрева, так как при давлении 2 МПа и температуре 400 С энтальпия составляет 2834 кдж/кг, а при давлении 1,5 МПа и температуре 200 С 2792 кдж/кг, т.е. значения практически равны. Для нагрева до температуры 400 С и поддержания давления 2 МПа требуются оборудование, которое в 2 раза дороже, и затраты энергии в 1,5 раза большие, чем при создании пара при давлении 1,5 МПа и температуре 200 С. При неглубоком залегании продуктивных пластов при давлении закачки 2 МПа и более высок риск прорыва покрышки продуктивного пласта, выбросов нефти на поверхность Земли и в верхние водоносные горизонты. Методы интенсификации добычи нефти из неоднородных пластов на месторождениях сверхвязких нефтей. В настоящее время запасы двух месторождений Мордово-Кармальского и Ашальчинского разрабатываются в опытно-промышленном режиме. Основные трудности при добыче сверхвязких нефтей (СВН) связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. На вязкость продукции с СВН большое влияние оказывает обводненность: чем большее количество воды присутствует в высоковязкой нефти, тем выше величина динамической вязкости водонефтяной эмульсии, образующейся в процессе добычи нефти. Наиболее резкое увеличение вязкости водонефтяной эмульсии наблюдается при содержании воды в нефти более 30%. На рис. 2 представлена зависимость динамической вязкости (измеренной при скорости сдвига 5,4 с 1 ) водонефтяной эмульсии Мордово-Кармальского месторождения от содержания воды. 103

3 Вестник РУДН, серия Инженерные исследования, 2015, 3 Коэффициент динамической вязкости, мпас Содержание связанной воды, % 104 Рис. 2. Зависимость вязкости водонефтяной эмульсии Мардово-Кармальского месторождения от содержания воды Проведены исследования и получены результаты возможности применения углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) для снижения вязкости сверхвязкихнефтей. Они легли в основу разрабатываемой технологии «холодной» добычи сверхвязкихнефтей. Анализ процесса бурения скважин и технологий термовоздействия при разработке месторождений высоковязкой нефти проводился с использованием тренажера SHELF 6000 Grill (закупленного по программе ИОП РУДН) и привлечением практических данных. Технология парогравитационного воздействия на пласт. На эксплуатируемых горизонтальных скважинах Ашальчинского месторождения реализуется технология парогравитационного воздействия на пласт, которая требует наличия высокопроизводительной парогенераторной установки и постоянного мониторинга температурного режима скважин. В настоящее время весьма актуальным и рациональным направлением повышения эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов сверхвязкихнефтей является переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. В канадских провинциях Альберта и Саскачеван известно 15 проектов по применению технологии парогравитационного воздействия (SAGD) с использованием системы горизонтальных скважин. Одним из новейших тепловых методов является парогравитационный дренаж (SAGD) (рис. 3), который зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи сверхвязкой нефти. Эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

4 Малюков В.П., Алибеков М.Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти... Рис. 3. Схема парогравитационного дренажа (SAGD) Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько недель) производится циркуляция пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и тем самым обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар из-за разницы плотностей пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекает вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения. Известны также варианты добычи СВН методом паротеплового воздействия в композиции с растворителями: циклическая закачка пара с растворителем: добавление жидкого растворителя к пару для увеличения нефтеотдачи на поздних циклах для улучшения соотношения пара и нефти: добавление 2 4%-ного растворителя (С5+) в пар; технология SAGD с расширяющимся растворителем: одновременная закачка бутана или пропана с паром при низких концентрациях; технология Н-СОЛВ: используются нагретые растворители, но без пара; конфигурация скважин такая же, как в SAGD. В связи с тем, что пар не применяется, предполагается, что энергозатраты должны быть ниже. 105

5 Вестник РУДН, серия Инженерные исследования, 2015, 3 На Ашальчинской залежи с освоением горизонтальной технологии добычи в парогравитащюнном режиме начался второй этап опытно-промышленного освоения запасов СВН. Данная технология оказалась более перспективной и совершенной. На этом объекте по состоянию на 1 января 2012 г. извлечено 179 тыс. т сверхвязкой нефти. Составлена технологическая схема разработки залежи высоковязких нефтей ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения со следующими основными положениями и технологическими показателями: размещение горизонтальных скважин параллельно с расстоянием между скважинами 100 м, проектных вертикальных скважин по обращенной семиточечной сетке с расстоянием между скважинами 100 м; разработка залежи с применением теплового воздействия на пласт путем закачки пара; общий фонд 317 скважин, в том числе 104 добывающих, 70 нагнетательных, 47 оценочных, 72 пьезометрических, 23 контрольных; фонд для бурения 215 скважин, в том числе 101 добывающая (30 парных горизонтальных, 20 одиночных горизонтальных, 51 вертикальная), 67 нагнетательных (30 парных горизонтальных, 19 одиночных горизонтальных, 18 вертикальных), 47 оценочных. Общая толщина песчаной пачки в пределах месторождения изменяется от 3,5 до 38,0 м и в среднем равна 20,2 м. Эффективная толщина на залежи достигает 31,75 м. На месторождении начаты опытно-промышленные работы по испытанию технологии гравитационного дренирования пласта с использованием двух горизонтальных скважин, имеющих два устья (т.е. с выходом на поверхность). Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ашальчинской залежи СВН представлены в табл. 1. На 1 января 2013 г. пробурено 37 горизонтальных скважин, в том числе три пары двух устьевые, 15 пар без выхода забоя на поверхность, одна одиночная. Таблица 1 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ашальчинской залежи СВН Параметры Значения Средняя глубина залегания, м 81,2 Площадь нефтеносности, тыс/м ,65 Средняя общая толщина, м 20,2 Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 15,8 Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м 5,4 Проницаемость по керну, мкм 2 2,66 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,94 Начальная пластовая температура, С 8,0 Начальное пластовое давление, МПа 0,44 Вязкость нефти в пластовых условиях, мпа с Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м 3 0,967 Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м ,9 106

6 Малюков В.П., Алибеков М.Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти... Горизонтальные скважины бурились параллельно одна под другой, расстояние между стволами скважин около 5 м. Верхняя является нагнетательной, нижняя добывающей. Горизонтальные скважины 240, 241 пробурены в северозападной части поднятия, средняя глубина залегания пласта составила 76,6 м. Средние значения пористости коллекторов по данным исследования керна 33,4%, нефтенасыщенности 9,4%, проницаемость равна 2,95 мкм 2. Верхняя нагнетательная скважина 241 пробурена параллельно на 5 м выше. Средняя объемная нефтенасыщенность составила 63,7%. рофиль размещения в пласте пробуренных скважин представлен на рис. 4. Рис. 4. Профиль размещения в пласте пробуренных скважин 240, 241 Применение метода парогравитационного дренажа с использованием парных скважин с горизонтальными участками ствола с выходом на поверхность позволили увеличить эффективность разработки. Среднесуточный дебит одной горизонтальной скважины выше дебита вертикальной скважины более чем в 8 10 раз. Результаты работ свидетельствуют о перспективности применения технологии парогравитационного дренирования пласта с использованием горизонтальных скважин, которое обеспечивает эффективное вытеснение в указанных осложненных условиях, вызванных особенностями геологического строения. Суммарная добыча высоковязкой нефти пилотного участка превысила 100 тыс. т. Максимальный средний дебит одной скважины достигал 38,9 т/сут при паронефтяном отношении 1,4 т/т (рис. 5). Закачка пара температурой С в верхний горизонтальный ствол обеспечивает прогрев нефти и снижение ее вязкости в раз. Разница в плотности пара и нефти заставляет последнюю под воздействием сил гравитации стекать в зону отбора горизонтальной добывающей скважины. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д. Горизонтальные скважины (ГС) в настоящее время широко используются в процессах добычи тяжелых нефтей и природных битумов в США, Канаде и Венесуэле. Основное преимущество ГС по сравнению с традиционными вертикальными скважинами заключается в том, что они позволяют вовлечь в разработку большую часть коллектора, увеличить производительность, ускорить добычу и сократить конусное обводнение. Несмотря на имеющиеся трудности и сложности 107

7 Вестник РУДН, серия Инженерные исследования, 2015, 3 с практической реализацией, использование горизонтальных технологий для разработки месторождений тяжелой нефти является высокоэффективным мероприятием. Рис. 5. Добыча сверхвязкихнефтей с использованием вертикальных или горизонтальных скважин При разработке залежей с тяжелой нефтью или залежей, имеющих низкую подвижность, горизонтальные дренирующие скважины уменьшают величину перепада давления, что препятствует образованию конуса обводнения и ослабляет приток песка. Использование данной технологии повышает эффективность закачки пара увеличивается объем пара, закачиваемого в пласт, что ведет к созданию максимально возможной площади прогрева продуктивного пласта и, соответственно, к увеличению площади дренирования скважины. Опытно-промышленные работы проводятся на Ашальчинском месторождении высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин. В эксплуатации находятся три пары ГС с выходом на поверхность (рис. 6). Рис. 6. Проект опытно-промышленных работ по тепловому воздействию на Ашальчинском месторождении: длина ГС 300 м, температура пара 260 С, расход пара 145 т/сут., дебит жидкости/нефти 110 т/18 т., вязкость 1917 мпа с, плотность нефти 959 кг/м 3 108

8 Малюков В.П., Алибеков М.Э. Инновационные технологии интенсификации добычи нефти... Опробованная конструкция двухустьевых скважин позволяет регулировать в широких пределах формирование паровой камеры и продвижение фронта прогрева к добывающей скважине, что дает возможность эффективно разрабатывать месторождения высоковязких нефтей со сложными геолого-физическими условиями. Суммарный дебит по сверхвязкой нефти достиг 50 тонн/сутки при паронефтяном отношении около 4 м 3 /т. Механизм добычи Ашальчинской высоковязкой нефти с помощью парогравитационного дренирования представлен на рис. 7 и заключается в расширении паровой зоны вверх и вбок из-за низкой плотности пара. Рис. 7. Механизм процесса парогравитационного дренирования Применение инновационных технологий разработки трудноизвлекаемой нефти месторождений Татарстана позволяет увеличить нефтеотдачу, улучшить фильтрационно-емкостные свойства в продуктивных пластах и пролонгировать эффективное нефтеизвлечение. ЛИТЕРАТУРА [1] Воробьев А.Е., Малюков В.П., Алибеков М.Э. Методы воздействия на сверхвязкую нефть месторождений Татарстана // XII Международная конференция (Москва, Россия) Занджан (Иран) Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр. Т.1 М.: РУДН, С [2] Хисамов Р.С. Первые результаты опытно-промыленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчинском месторождении // Нефтяное хозяйство С [3] Воробьев А.Е., Шамшиев О.Ш., Чекушина Е.В. Технологии разработки месторождений высоковязких нефтей мира. Кызыл-Кия (Кыргызстан): ЮКГИ, с. [4] Воробьёв А.Е. Ресурсовоспроизводящие технологии горных отраслей: учеб. пособие. М.: МГГУ, с. [5] Амерханов М.И. Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин // Нефтяное хозяйство С [6] Гарушев А.Р. Анализ современного состояния методов добычи высоковязких нефтей и битумов в мире // Нефтепромысловое дело С

9 Вестник РУДН, серия Инженерные исследования, 2015, 3 [7] Miller K.A, Xiao Y. Improving the Performance of Classic SAGD with Offsetting Vertical Producers // JCPT С [8] Зарипов А.Т. Перспективы разработки месторождений природных битумов Республики Татарстан с применением горизонтальных технологий // Материалы научной конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Казань: Изд-во Казанск. ун-та, С [9] Воробьев А.Е., Малюков В.П. Наноявления и нанотехнологии при разработке нефтяных и газовых месторождений. М.: РУДН, с. [10] Воробьев А.Е., Разоренов Ю.И., Игнатов В.Н., Джимиева Р.Б. Инновационные геотехнологии разработки месторождений горючего сланца и высоковязкой нефти: учеб. пособие. Новочеркасск: Изд-во ЮРГТУ (НПИ), с. INNOVATIVE TECHNOLOGY OF IMPROVING HEAVY OIL RECOVERY FROM HETEROGENEOUS OIL RESERVOURS OF TATARSTAN V.P. Malyukov, M.E. Alibekov Engineering Faculty People s Friendship University of Russia Ordzhonikidze str., 3, Moscow, Russia, The article analyzes the innovative technology of improving heavy oil recovery from heterogeneous oil reservoirs of Tatarstan by using SAGD technology through horizontal wells. Key words: heavy oil, horizontal wells, thermal effects, steam-assisted gravity drainage (SAGD). 110 REFERENCES [1] Vorobev A.E., Malyukov V.P., Alibekov M.E. Methods of treatment for extra-viscous oil fields of Tatarstan // XII International conference (Moscow, Russia) Zadjan (Iran). V. 1. М.: PFU, P [2] Hisamov R.S. First results of experimental propylenic work protoplasma impact on the Ashalchinskoye field // Oil business P [3] Vorobev A.E., Shamshiev O.Sh., Chekushina E.V Technology development of heavy oil fields of the world. Kyzyl-Kiya (Kyrgyzstan): YuKGI, p. [4] Vorobiev A.E. Resource regeneration technology mining industries. Training manual. M.: MGGU, p. [5] Amerkhanov M.I. Management practices the influence of steam-assisted gravity using dwwhatley wells // Oil business P [6] Garukhev A.R. Analysis of the current state of methods of extraction of heavy oil and bitumen in the world // Oilfield engineering P [7] Miller K.A, Xiao Y. Improving the Performance of Classic SAGD with Offsetting Vertical Producers // JCPT S [8] Zaripov A.T. Prospects of development of deposits of natural bitumen of the Republic of Tatarstan with the use of horizontal technology // Materials of science conference «Unconventional collectors of oil, gas and natural bitumen. The problems of their development». Kazan: Pub. Kaz. un-t, P [9] Vorobev A.E., Malyukov V.P. Nanoalloy and nanotechnology in the development of oil and gas fields. M.: RUDN, p. [10] Vorobev A.E., Razorenov Yu.I., Ignatov V.N., Dzhimieva R.B. Innovative Geotechnology field development of oil shale and heavy oil. Training manual. Novocherkassk: Izd-vo YuRGTU (NPI) p.

docplayer.ru

Совершенствование методов добычи высоковязких нефтей и битумов

Е.В. Никитин

Студент

В наше время использование высокопродуктивных залежей имеет тенденцию постоянного снижения добычи нефти. Так же имеет место существенное снижение прироста разведанных запасов, соответсвенно и рост цен на нефть и сырье. Вынужденной мерой в скором времени будет являться ввод в разработку и эксплуатацию месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Низкопродуктивных залежей.

Требуются более оптимизированные, эффективные и безопасные методы строительства скважин, а в последствии извлечения. Известно, что образование вязких эмульсий и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в добывающих скважинах сопровождается возникновением аварийных ситуаций, в основном из-за обрывов насосных штанг и полированного штока, что многократно снижает их межремонтный период (МРП) и объёмы добычи.

Известные и ныне применяемые химические методы (деэмульгаторы, ингибиторы, растворители), а также устройства, действия которых основано на использовании принципа последовательной откачки нефти и воды через насос, предназначенные для устранения этих проявлений, оказались затратными и малоэффективными. Применение магнитных полей (МП) и термического воздействия также не обеспечило требуемого результата и потребовало использования дорогостоящего оборудования и значительных затрат электрической энергии. Большинство проблемных скважин интенсивно искривлены, склонны к отложению смол, парафина или солей, выносу абразивных частиц, имеют агрессивную среду и большой газовый фактор. В целом фонд бездействующих скважин за 10 лет увеличился в 4,5 раза, (с 8,7 до 40 тыс. скважин). В среднем по России это составляет 28 % фонда, в то время как в 70-80-х годах норматив Миннефтепрома составлял 2.4 %.

Тяжелая нефть - нефть с высокой степенью вязкости и высокой плотностью, - ниже 22,3 градусов API. Тяжелые нефти обычно характеризуются высоким содержанием асфальтенов, серы, азота, тяжелых металлов (свыше 25 хим. элементов), равно как и высоким уровнем кислотности. В мире имеется колоссальный ресурсный потенциал тяжелых нефтей от 500 млрд т до 1 трлн т, запасы тяжелых нефтей эквиваленты от 50 до 100% запасов традиционных нефтей. Большинство залежей высоковязких нефтей найдены на небольших глубинах (менее 1000 м) и в высокопористых известняках, т.е. требуют специальных методов добычи.

Для разработки месторождений с высоковязкой нефтью существуют следующие методы:

Тепловые:

  • Непрерывная закачка пара или вытеснение паром
  • Циклическое нагнетание пара
  • Циклическое воздействие паром на пласт (CSS)
  • Нагнетание горячей воды
  • Гравитационный режим закачки пара (SAGD)
  • Прогрев затрубного пространства паром (HASD)
  • Периодическая закачка пара в горизонтальные скважины
  • Попеременная закачка воды и пара (WASP)
  • Экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX)
  • Закачка воздуха и внутрипластовое горение
  • Внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet InSitu Combustion)
  • Направленная закачка воздуха (THAI = ToetoHeel Air Injection)
  • Другие технологии, в том числе экспериментальные, например микроволновый нагрев.

Нетепловые:

  • Шахтовый метод (СHOPS)
  • Холодная добыча, разработка первичными методами
  • Разработка горизонтальными скважинами, многозабойными скважинами
  • Нагнетание газа, одновременное нагнетание воды и CO2
  • Закачивание растворителя в скважину
  • Интенсификация притока с помощью импульсов давления (PPFE = Pressure Pulse Flow Enhancement)
  • Гравитационный режим (холодный метод) (GAD =GravityAssisted Drainage)
  • Микробиологические, биотехнологии

Комбинированные

  • Гидравлический разрыв пласта для создания “теплового фронта”
  • Использование CO2, Ch5, других углеводородов, или добавление в пар растворителей доноров водорода.

Основные методы - термические, - включающие закачку пара. В меньшей степени применяется внутрипластовое горение, а также циклические методы закачки пара. Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.

Новый предлагаемый метод рассматривается для месторождений высоковязкой нефти на территории Татарстана. В силу того, что битумы и нефть находятся там на относительно небольших глубинах, можно было бы применить шахтный и карьерный методы. При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом и, поэтому, возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, но после извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из неё углеводородов, что однако обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85 %. Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная [13,14] – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность (рис.4) и шахтно-скважинная [15] - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках (рис.5). Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов. Но на территории Татарстана нефтяные залежи имеют большое содержание сероводорода, что очень опасно при использовании таких методов. Так же там существует проблема сохранения плодородных земель, коими небогата республика, а карьерный и шахтный методы наносят значительный урон окружающей среде. Как альтернатива этим методам нефть добывается тепловым воздействием SAGD. Он способствует хорошей нефтеотдаче и довольно экологичен, но проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат. На базе метода SAGD с бурением горизонталных скважин на кафедре УГНТУ профессором Л.М. Левинсоном предложена идея, которая и рассматривается подробнее в моей работе, как дальнейшая альтернатива традиционным методам с закачкой пара. Метод заключается в строительстве галерей скважин на расстоянии 20-30 метров друг от друга. Бурятся две наклонно направленные скважины на глубину 300 метров. Одна скважина эксплуатационная с электрическим центробежным насосом, вторая нагнетательная, для закачки в плат теплоносителя в виде нагретого низкооктанового топлива. Этот метод циклический и воздействует на область пласта в несколько циклов. При определенной обвязке между нагнетательной и эксплуатационной скважиной можно менять противотоки и наблюдать за плотностью растворителя на поверхности. Чем больше разница плотностей в закачиваемом и выходящем растворителе, тем больше эффективность. Получение растворителя на поверхности и достигается схемой, где между забоями эксплуатационной и нагнетательной скважинами создано гидродинамическое соединение.

Список литературы

  1. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов. - 2-е издание. - М.: Недра, 1990. - 405 с.
  2. Закс С.Л. Основы горного дела и шахтной добычи нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1954. - 358 с.
  3. Мамедов Ш.Н. Шахтная разработка нефтяных месторождений. - Баку: Азнефтеиздат, 1956. - 126 с.
  4. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А., Груцкий Л.Г., Питиримов В.В. Ярегское месторождение -70 лет открытию и 30 лет термошахтной разработке // Нефтяное хозяйство, 2002, № 12. – С. 59 - 60.
  5. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1988. – с. 343.
  6. Бурже Ж.П., Сурио М., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988. – 424 с
  7. Total.com

journalpro.ru

Добыча высоковязкой нефти на Баклановском месторождении

С целью снижения негативного влияния высоковязкой нефти (ВВН) и особовязкой водонефтяной эмульсии (ВНЭ) на Баклановском месторождении применяются следующие технологии и реагенты: УЭВН, греющий кабель (УПС 150-06-100-МКМ), ЛДП-2011, ДИН-4, а также технология спуска установок большего типоразмера (технология применяется совместно со спуском греющего кабеля и с подачей химреагентов на прием насоса через гибкий трубопровод). Также проводились ОПИ следующих технологий: установка прогрева призабойной зоны (УППЗ) пласта, реагент комплексного действия деэмульгатор водный (РКДдв), растворитель комплексного действия нефтяной всесезонный (РКДнв).

По результатам сравнительного анализа технологий наиболее эффективным признано совместное использование установок большего типоразмера в комплексе с РКДдв и греющим кабелем.

29.07.2018 Инженерная практика №04/2018 Фаррахов Линар Анирович Главный специалист отдела по работе с механизированным фондом ПАО «Оренбургнефть» ПАО «НК «Роснефть»

Полный текст статьи доступен только в печатной версии журнала.

glavteh.ru

НК РФ осваивают сверхвязкую нефть и сланцевые технологии, – СМИ

Нефтяные компании (НК) РФ осваивают добычу сверхвязкой нефти и «сланцевые» технологии, призванные увеличить извлекаемые запасы нефти на традиционных месторождениях. Об этом сообщают российские СМИ.

ПАО «Татнефть» рассматривает добычу сверхвязкой нефти (СВН) как одно из приоритетных направлений для расширения своей ресурсной базы. Об этом сообщили в пресс-службе компании, пишет «Интерфакс».

«Компания рассматривает разработку запасов СВН в Татарстане как одно из стратегических направлений по расширению ресурсной базы и увеличению объемов добычи. Работы по расширению добычи СВН продолжаются», – цитирует агентство пресс-службу «Татнефти».

В феврале ПАО «Татнефть» создало новое управление по добыче сверхвязкой нефти. Компания сообщала, что бурение битумных скважин ведется с опережением плана. Всего с начала разработки месторождений СВН (с 2006 г.) было пробурено 442 горизонтальные скважины, из них 332 в 2015 г. В прошлом году было добыто 376 тыс. т сверхвязкой нефти, что в 1,6 раза больше, чем годом ранее. С начала реализации проекта объем добычи составил 939 тыс. До 2018 г. компания рассчитывала поэтапно довести добычу до 2 млн т.

«ЛУКОЙЛ» предложил «Татнефти» совместное освоение открытых в Татарстане месторождений СВН осенью 2014 г., информирует Live-energo. Этот интерес вызван тем, что в республике сосредоточено более трети запасов российской сверхвязкой нефти – примерно 7 млрд т. Себестоимость ее добычи резко снизилась после того, как российским нефтяникам разрешили практически не платить государству за использование таких месторождений и экспорт СВН по причине дороговизны их освоения.

Кроме того, процесс разработки месторождений СВН стал менее затратным благодаря девальвации российского рубля.

Параллельно ПАО «ЛУКОЙЛ» внедряет на месторождениях в Западной Сибири технологию TTS (Thru Tubing Solutions – оптимизация скважинных операций) при проведении многозонного гидравлического разрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах. Это позволит эффективнее  разрабатывать продуктивные пласты.

Технология заключается в повышении продуктивности низкопроницаемых пластов за счет создания искусственного коллектора. Внедрение уникальной технологии позволило увеличить дебиты скважин в среднем на 32% и повысить технико-экономические показатели разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами.

Внедрение новой технологии происходит как нельзя кстати. В 2013 г. объем добычи нефти в Западной Сибири составил 976 тыс. т, в 2014 г. – 858 тыс. т, в 2015 г. – 661 тыс. т. То есть за три года объем добычи нефти упал в 1,5 раза, сообщает Neftegaz.

Как сообщал OilNews, доказанных запасов нефти в России хватит на 28 лет добычи. Об этом заявил  глава Минприроды РФ Сергей Донской, отметивший, что в общем объеме запасов быстро растет доля трудноизвлекаемой нефти.

Ситуация усугубляется тем, что, стремясь не снижать добычу «черного золота», российские нефтяники могут прибегнуть к «варварским» методам нефтедобычи, что создает серьезные проблемы для будущих поколений россиян, считает аналитик нефтяного рынка Михаил Крутихин.

Теги: Лукойл, НК, Россия, Сверхвязкая нефть, Сланцевые технологии, Татнефть

enkorr.com.ua