Разработка комплексной технологии интенсификации добычи на месторождениях высоковязких нефтей

АО «РИТЭК»









Конкурс АО "РИТЭК" на лучшую

научно-техническую разработку молодых

ученых и специалистов



Направление: «Разработка месторождений»











Разработка комплексной технологии интенсификации добычи на месторождениях высоковязких нефтей Самарской области 

















        Автор: К.А. Сабирова 

 



























Москва 2018

РЕФЕРАТ

	

Объектом исследования являются реологические свойства высоковязких нефтей месторождений Самарской области»



Цель работы: повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей за счет оптимизации проведения тепловых МУН



Научная новизна: разработка методики комплексного воздействия на нефтяной пласт, подразумевающая сочетание пароциклической обработки (ПЦО) с применением реагента-растворителя.

	Выбор оптимальных рабочих параметров при закачке пара, а также сравнение эффективности растворителей основаны на результатах лабораторных исследованиях.

	Основные результаты работы:

	Данная научная работа является первым этапом некоммерческого научно-исследовательского проекта совместно с Санкт-Петербургским Горным университетом.

	1. В работе выполнен анализ результатов применения тепловых МУН на месторождениях высоковязкой нефти России и мира; 

	2. Проведены исследования реологических свойств нефти с месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»;

	3. Исследовано влияние основных реагентов-растворителей на реологические свойства нефтей с месторождений ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»;

	4. Разработана комплексная технологии по обработке призабойной зоны скважин с применением реагента-растворителя совместно с циклической закачкой пара, позволяющая значительно снизить градиенты давления при движении высоковязких нефтей в ПЗП и увеличит МРП глубинонасосного оборудования.

Оглавление

		1.	Введение	4

		2.	Анализ текущего состояния разработки месторождений	5

	ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»	5

		3.	Анализ мирового опыта разработки высоковязких нефтей	19

		5.	Лабораторные исследования реологических свойств ВВН	41

		6.	Изучение влияния реагента-растворителя на упругую и вязкую компоненты вязкости аномальной нефти	60

		7.	Комплексная технологии обработки ПЗП на залежах ВВН	63

		8.	Оценка экономической эффективности	67

	9. Выводы	69

		10.	Список литературы	70








Введение



Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли помимо России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов. По разным оценкам их запасы составляют от 790 млрд.т. до 1 трлн.т., что в 5–6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющих примерно 162 млрд.т.[1]. На территории Самарской области содержится до 9,5% российских ресурсов высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов (ПБ) или около 1,7 млрд. т.

Промышленная добыча нефти в Самарском регионе ведется уже на протяжении 75 лет. Основные объемы бурения пришлись на 60-70–е гг. прошлого века, причем приоритет отдавался наиболее крупным по объему запасов нефтяным месторождениям, а именно Мухановскому, Кулешовскому, Радаевскому и др. 

На текущий момент добыча в регионе, как и на территории всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного падения, однако за счет применения передовых технологий на протяжении последних лет в Самарской области удается поддерживать уровень добычи. Особое значение приобретает задача продления «промышленной жизни» разрабатываемых месторождений за счет современных технологий увеличения нефтеотдачи, а также добычу ранее не разрабатываемых запасов высоковязких нефтей.

Изучение реологический свойств высоковязких нефтей в различных России занимались В.И. Грайфер, И.М. Аметов, В.В. Демликамов, А.Х. Мирзаджанзаде, Л.М. Рузин, З.А. Хабибулин и другие известные ученые. Однако, в силу нестабильных цен на нефть проведения исследований периодически приостанавливалось. В связи с этим возникло некоторое отставание в области исследований высоковязких нефтей. Наименее изученными на сегодняшний день являются нефти, обладающие тиксотропными свойствами.

Анализ текущего состояния разработки месторождений 

ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

	

		Для многих залежей высоковязких нефтей характерно сложное строение пустотного пространства коллектора, что необходимо учитывать при разработке этих объектов. По данным различных исследователей, крупные поры в карбонатных и терригенных коллекторах соединяются между собой более мелкими каналами и разветвленной сетью трещин. Современное представление о геологическом строении коллекторов трещинно-порового типа базируется на предположении о том, что кроме мелких трещин также существует сеть относительно крупных трещин с высокой степенью раскрытости. Карбонатные коллекторы имеют сложную пространственную структуру макро- и микротрещиноватости с большим количеством вертикальных и горизонтальных трещин. Последние за счет изменения пластового давления и действующего порового давления могут изменять свою раскрытость.

		Проведенный анализ геолого-промысловых данных показывает, что запасы 52 % разрабатываемых нефтяных месторождений Самарской области относятся к классу среднепарафинистых нефтей, а на 48 % месторождений добывающие скважины вскрывают пласты парафинистых нефтей, 2 % – сверхвысокопарафинистые нефти.

		Коллекторы высокопарафинистой нефти Самарской области представлены такими геологическими единицами, как бобриковский, пашийский, мендымский горизонты, турнейский, фаменский, и башкирский ярусы. В ряде случаев добывающие скважины этих продуктивных горизонтов характеризуются непостоянными дебитами и высокой обводненностью добываемой смеси, а по некоторым скважинам наблюдается падение забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом. Несмотря на тот факт, что текущая температура данных пластов находится на уровне, обеспечивающем нахождение нефтяных парафинов в растворенном состоянии в пластовых условиях, история их разработки указывает на неуклонное снижение пластовой температуры за счет применения системы поддержания пластового давления (особенно в призабойных зонах нагнетательных скважин), что создает предпосылки для вызова осложнений, связанных с эксплуатацией скважин. Наблюдаемое на залежах повышение количества механических примесей в добываемой смеси, представленных частичками породы, продуктами коррозии, солями, увеличение обводненности и ускорение протекающих коррозионных процессов как за счет старения скважинного оборудования, так и увеличения агрессивности скважинных флюидов – все это создает благоприятные условия для стимулирования процессов образования органических и неорганических отложений в скважинном оборудовании (Таблица 1).

	

	Таблица 1 – Выборочные результаты ревизии неисправного ГНО по ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» за 2014-2016 гг.

	

	

В данной работе проводится анализ текущего состояние разработки эксплуатационных объектов с высоковязкой нефтью на следующих Самарских месторождениях: Кутузовское (Легкое), Смородинское (Северное), Стреловское (Сахаровское), Западно-Елховское (Шуховское) и Западно-Красновское (Склодовское) (рис. 1,2) Запасы этих месторождений являются трудно-извлекаемыми. Нефть относится к классу тяжелых (0,932-0,969 г/см3), высоковязких (200-540 мПа*с), высокосернистых (до 2,5 % мас.) и высокосмолистых (до 23% мас., асфальтенов до 12% мас.) нефтей.





Рисунок 1 – Карта нефтегазовых месторождений Самарской области



Рисунок 2 – Карта тектонического строения Самарской области





2.1 Легкое месторождение



	В тектоническом отношении Легкое месторождение приурочено к юго-восточному борту Мелекесской впадины, располагаясь в зоне сочленения ее с Сокской седловиной, примыкающей с юга и Южно-Татарским сводом – на востоке (рис.2).

	Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатными отложениями пласта А2 верейского горизонта (С2vr) московского яруса и пласта А4 башкирского яруса (С2b) среднего отдела каменноугольной системы. 

	Всего выявлено три залежи нефти, в том числе одна залежь нефти в пласте А2 в  пределах Западно- Легкого купола  и две залежи нефти в пласте А4 в пределах Западно- Легкого и Краснореченского куполов.

	

	Пласт А4

	Литологически пласт представлен известняками органогенными, органогенно-обломочными, выщелоченными, перекристаллизованными, доломитизированными. Коллектор порово-кавернозного типа. Покрышкой залежей в пласте служат глинисто-карбонатные породы башкирского и верейского ярусов. В пласте выявлены две залежи нефти в пределах Западно- Легкого и Краснореченского куполов. 

	Контуры нефтеносности залежей обособлены и находятся на разных гипсометрических уровнях. 

	Залежь нефти в пределах Западно- Легкого купола пластово-сводовая. Размеры залежи – 1,2 х 4,7 км, высота залежи – 35 м. Условный водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1045,2 метров. В нефтенасыщенной части разреза выделяются от 4 до 10 нефтенасыщенных пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина варьируется по скважинам в пределах от 7,4 м до 13,9 м.

	Разработка месторождения начата в октябре 2012 года вводом в пробную эксплуатацию на объект А4 Западно- Легкого поднятия скважины 6ГС механизированным способом с помощью ЭЦН-50-1700 с начальным дебитом нефти 29,1 т/сут, жидкости – 49,5 т/сут при обводненности продукции – 41,3%.

	В течение первого года пробной эксплуатации скважины отмечается снижение обводненности продукции до 0,4%. Среднесуточный дебит нефти за первый год эксплуатации скважины составил 33,2 т/сут, жидкости – 33,8 т/сут при обводненности продукции – 1,7%.

	Во второй год пробной эксплуатации среднесуточные дебиты скважины по жидкости стабилизировались на уровне 14,5 т/сут при практически нулевой обводненности.

	За весь период пробной эксплуатации  средний дебит нефти по действующей  скважине  снизился с 35,2 т/сут (2012 г.) до 2,9 т/сут (по состоянию на 01.07.2016г.).

	По состоянию на 01.07.2016 года накопленная добыча нефти составила  12,577 тыс.т, жидкости – 13,740 тыс.т при текущей обводненности продукции – 19%.(здесь рисунок с динамикой скважины)

	Нефть Легкого месторождения тяжелая, высоковязкая, высокосмолистая, парафинистая, высокосернистая (табл.2).

В рамках научной работы были исследованы пробы со скважины №6, эксплуатирующей объект А4 (рис. 3).

 

Рисунок 3 – Динамические показатели работы скважины №6 Легкого м-я


	Таблица 2 – Геолого-физические характеристики основных эксплуатационных объектов Легкого месторождения

	

	2.2 Северное месторождение

	В региональном тектоническом отношении Северное месторождение расположено в пределах Усть-Черемшанского прогиба Мелекесской впадины. (рис.2).

	Промышленная нефтеносность на Северном месторождении установлена в карбонатных отложениях фаменского яруса (пласт Д3f3-fm), заволжского горизонта (пласт Длв) и терригенных отложениях бобриковского (пласты CI, CIa) и радаевского (пласты CIII, CIV) горизонтов.

Пласт CI представлен песчаниками темно-бурыми, пористыми, мелкозернистыми, прослоями разнозернистыми. Залежь водоплавающая. Размеры 1,1?0,7 км, высота 15 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 5,7 м. Коэффициент песчанистости 0,8, расчлененность 5,8.

Коллекторские свойства пласта изучались на собственном керновом материале: (пористость - 36 определений, проницаемость – 16 определений).

Для проектирования значения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности приняты по ГИС.

Обоснование коэффициента вытеснения нефти выполнено на основе результатов исследований собственного кернового материала.

Относительные фазовые проницаемости приняты по результатам исследований собственного керна.

Свойства нефти изучены по одной глубинной пробе.

Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, смолистая, парафиновая (табл.3).

В рамках научной работы были исследованы пробы со скважины №703, эксплуатирующей бобриковский горизонт (рис.4).





Рисунок 4 – Динамические показатели работы скважины №703 Северное м-е

	

	

	





Рисунок 5  - Район скважины №76 Северное поднятия, объект А4

	

Таблица 3 – Геолого-физические характеристики основных эксплуатационных объектов Северного месторождения





2.3 Сахаровское месторождение

В региональном тектоническом плане месторождение приурочено юго-восточному борту Мелекесской впадины, располагаясь в зоне сочленения ее с Сокской седловиной, примыкающей с юга - и Южно-Татарским сводом – на востоке. (рис.2).

Промышленная нефтеносность на месторождении выявлена в терригенных отложениях пластов Б2 (бобриковский горизонт), Б0 (тульский горизонт) и в карбонатных отложениях А3 (верейский ярус) и А4 (башкирский ярус).

Пласт А4 сложен известняками, литологически неоднородными: пористые, проницаемые разности переслаиваются с плотными, непроницаемыми. Пористые, проницаемые карбонаты, которые служат коллекторами нефти, представлены органогенными и органогенно-обломочными известняками.

Выделены четыре залежи массивного типа, размеры – 1,7 х 4,8 км, высота 33,7 метра (Сахаровское поднятие), 1,0 х 2,3 км, высота 28 метров (Ахметьевское поднятие), 1,0 х 1,2 км, высота 29 метров (район скважины №86 Мамыковское поднятие), 0,8 х 1,3 км, высота 14,8 метров (район скважины №87 Мамыковское поднятие) (рис. 5,6).







Рисунок 6  - Ахметьевское (слева) и Мамыковское (справа) структурные поднятия

Состав и свойства нефти изучены по результатам исследований одной глубинной и пяти поверхностных проб. Нефть тяжелая, высокосернистая, смолистая, парафинистая, высоковязкая.

Пласт Б2 приурочен к верхней части бобриковского горизонта, сложен мелкозернистым кварцевыми песчаниками, реже  средне- и крупнозернистыми песчаниками, часто слабосцементированными, до рыхлых, рассыпающихся разностей, не выдержанных по простиранию.

Выделена одна залежь нефти массивного типа и 4 пластовые, сводовые. Размеры – 0,8 x 1,5 км, высота 20 метров ;район скважины №77 Сахаровского поднятия), 1,3 x 3,5 км, высота – 45,6 метров (район скважины №76 Сахаровского поднятия, рис 1) , 0,9 x 2,2 км, высота 6,5 метров (Ахметьевское поднятие), 0,5 х 1,3 км, высота – 4,8 метров (район скважины № 87 Мамыковского поднятия) (рис. 7,8).



Рисунок 7  - Район скважины №76 Сахаровское поднятия







Рисунок 8  - Ахметьевское (слева) и Мамыковское (справа) структурные поднятия



Состав и свойства нефти изучены по результатам исследований двух глубинных и девяти поверхностных проб. Нефть характеризуется как средняя по плотности, высокосернистая, парафинистая, смолистая, высоковязкая.

Геолого-физические характеристики пластов представлены в таблице 4

В рамках научной работы были исследованы пробы со скважины №55, эксплуатирующей объект Б2 (рис.9).





Таблица 4 - Основные геолого-физические свойства эксплуатационных объектов Сахаровское месторождения




Рисунок 9 – Динамические показатели работы скважины №55 Сахаровского м-я



2.4 Склодовское месторождение

В тектоническом плане Склодовское месторождение располагается в центральной части юго-восточного борта Мелекесской впадины. Месторождение представляет собой группу малоразмерных поднятий, погружающихся в юго-западном направлении

	Промышленная нефтеносность связана с отложениями бобриковского горизонта (Б2) и турнейского яруса (В1). Всего выявлено 6 залежей нефти.

Пласт Б2 сложен чередованием песчаников и глин с прослоями алевролитов. Выделено три залежи нефти: Западно-Красновская, Лузановская, Люфляндская, одноименными куполовидными поднятиями. Залежи неполнопластового типа. Нефть тяжелая, высоковязкая, высокосернистая, смолистая, парафинистая (табл 5).



Таблица 5 - Основные геолого-физические свойства бобриковского горизонта Склодовского месторождения

Купол 

(участок, район)

Залежь (пласт)

 Кпр,

 мкм2

µн

мПа*с

Склодовской

Б2

0,673

660,9

Лузановский



0,534

860,1

Лифляндский



0,318

660,9

 В рамках научной работы были исследованы пробы со скважины №6, эксплуатирующей объект Б2 (рис.10).



Рисунок 10 – Динамические показатели работы скважины №6 Склодовского месторождения



2.5 Шуховское месторождение

В региональном тектоническом отношении месторождение, объединяющее два купола (Западно- Шуховский и Шуховский), расположено в северо-западной части Сокской седловины, которая осложнена Сокско-Шешминской системой валов. Геологическое строение месторождения обусловлено приуроченностью к южному борту Серноводского грабена, который является частью крупного и сложного тектонического сооружения – Серноводско-Абдулинского авлакогена субмереридиального простирания.

Основная промышленная нефтеносность месторождения приурочена к пластам бобриковского горизонта (Б2) и турнейского яруса (В1) нижнего карбона. Нефть битуминозная, высокосернистая, смолистая, парафинистая, высоковязкая (табл.6).

В рамках научной работы были исследованы пробы со скважины №2, эксплуатирующей объект Б2 (рис.11).



Рисунок 11 – Динамические показатели работы скважины №6 Западно-Елховского месторождения







Таблица 6 - Основные геолого-физические свойства эксплуатационных объектов Западно- Шуховского месторождения

Залежь (пласт)

Плотность нефти при 20? С г/см3

Проницаемость мкм2

Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с

Глубина

Эф.н.нас.

толщина

Б2(СI)

0,946

0,279

805

-1378,7

15,7

В1

0,895

0,022

32,3

-1449,2

9,6



Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что основными осложняющими факторами разработки месторождений высоковязких нефтей Самарской области являются:

1. Преждевременное обводнение продукции скважин за счет прорыва воды, что объясняется высоким коэффициентом отношения вязкости нефти к вязкости пластовой воды.

2. Межремонтный период ГНО сокращается по причине осложнений, вызванных проявлением неньютоновских свойств ВВН (слом/клин вала), а также выпадением АСПО на элементах насосного оборудования.

Цель данной работы заключается в разработке комплексной технологии, позволяющий не только повысить текущий коэффициент извлечения, но и увеличить межремонтный период скважин.

Анализ мирового опыта разработки высоковязкой нефти



Разработка месторождении? тяжелои? высоковязкои? нефти началась в середине19 века, когда вручную проводилась добыча асфальтита в горных выработках. Вместе с асфальтитом извлекалась и тяжелая высоковязкая нефть.

На сегодняшний день существует большое количество методов добычи тяжелои? высоковязкои? нефти как из карбонатных, так и из терригенных коллекторов. Имеют место различные классификации технологии? добычи ВВН и ПБ. Однако, исходя из основных принципов процесса разработки все существующие методы добычи ВВН и ПБ можно разделить на следующие: карьерныи? и шахтныи? способы разработки, «холодные» способы добычи, а также «тепловые» методы.



3.1 Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов с ВВН



Один из самых простых способов добычи – это разработка на естественном режиме, при котором высоковязкая нефть добывается без применения тепловых методов или специальных ПАВ (поверхностно -активных веществ) и растворителей. Данный способ позволяет извлекать нефть без дополнительных затрат на добычу. Он реализуется за счет создания депрессии на пласт и использования энергии растворенного газа, а также энергии пластовых вод, расширения горнои? породы и флюидов, напора газа в газовои? шапке. Одним их основных преимуществ данного способа является возможность применения традиционного насосного оборудования без использования специальных термостои?ких материалов. Недостатками данного способа являются быстрое обводнение скважин ввиду прорыва воды к перфорированным интервалам, низкие темпы отбора, резкий? рост газового фактора. В настоящее время применяется на многих месторождениях высоковязкои? нефти Самарскои? области.

Весьма высокие перспективы для дальнейшего развития имеют так называемые методы холодной добычи высоковязкой нефти. К ним относят вытеснение нефти путем закачки специальных вытесняющих агентов: воды, растворителей, технологии VAPEX и RASD-VAPEX, закачка поверхностно активных веществ (ПАВ), щелочи, углекислого газа и др. Все эти методы обладают как рядом преимуществ, так и имеют некоторые существенные недостатки. Основным преимуществом данного направления является отсутствие нагрева продуктивного пласта. Отмечается также, что при добыче ВВН с использованием растворителей, возможна их рециркуляция и повторное применение. Представлена схема (рис.12) процесса VAPEX. Эта технология добычи высоковязкой нефти и природного битума предусматривает бурение двух нагнетательных скважин, располагающихся непосредственно у водонефтяного контакта и одной добывающей скважины. Растворитель подается в нагнетательные скважины и вымывает высоковязкую нефть из продуктивного пласта. К преимуществам такой добычи можно отнести отсутствие необходимости прогрева пласта, закачки пресной воды или пара, сжигания природного газа, экологичность.



Рисунок 12 - Технологическая схема метода добыче ВВН - VAPEX



Существуют также многочисленные способы и технологии добычи ВВН, связанные с тепловым воздействием на пласт. Тепловые методы имеют достаточно высокую эффективность, подтвержденную многолетней практикой их применения как в России, так и за рубежом.  

Преимущества технологии: высокая нефтеотдача, относительная простота применения. Для данных методов необходимо наличие достаточной нефтемощности (не менее 2 метров) продуктивного пласта с хорошей вертикальной проницаемостью. По отношению к терригенным и карбонатным коллекторам, наличие трещин может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на разработку месторождений. Низкопроницаемая матрица пласта, в условиях отсутствия трещин будет слабо принимать пар или горячую воду, вследствие этого прогрев будет неравномерным и длительным. Однако, наличие сверхпроницаемых каналов и трещин может способствовать преждевременному прорыву пара в добывающие скважины. При этом пар не будет успевать прогревать пласт. Промышленное внедрение в России данных методов было на Ашальчинском, Ярегском, Усинском и др. месторождениях, а так же за рубежом на большой группе месторождений, расположенных в провинции Альберта. 

Данные методы можно условно разделить на внутрипластовое горение (влажное, сухое горение и сверх влажное), воздействие теплом на призабойную зону пласта (спуск скважинных нагревателей, индукционный нагрев, циклическая пара и др.), добыча с площадной закачкой агента-теплоносителя (закачка горячей воды, закачка пара) и др. За счет закачки агента-теплоносителя или термических процессов в пласте происходит значительное уменьшение вязкости нефти и увеличивается ее подвижность. 

3.1.1 Технология SAGD

Одной из наиболее эффективных технологий парогравитационного дренирования является – Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) (рис.13). Для реализации SAGD бурят 2 параллельные горизонтальные скважины. Как только пар подан в верхнюю скважину, он формирует прогретую паром область (паровую камеру). На сторонах камеры пар конденсируется, отдавая скрытую теплоту флюидам, и, таким образом, делает подвижным высоковязкую нефть и природные битумы путем значительного уменьшения их вязкости. Далее начинает действовать сила тяжести, которая опускает сконденсированную воду и подвижные углеводороды к добывающей скважине, пробуренной в нижней части пласта.



Рисунок 13 - Схема технологии SAGD



Расширение заполненной паром области в продольном и поперечном направлениях относительно ствола скважины может быть несимметричным. Процесс основан на нагревании высоковязкой нефти и природного битума, добываемого по мере роста заполненной паром области. Равномерное расширение прогретой паром области остается одной из наиболее сложных задач, которую необходимо решить при реализации процесса SAGD. Процесс SAGD протекает в тр?х выраженных фазах: начало или начальная циркуляция; SAGD добыча (парогравитационное дренирование) и заключительная фаза. Начало процесса нацелено на то, чтобы сделать подвижным высоковязкую нефть и создать между нагнетательной и добывающей скважинами область дренирования. SAGD применяется на малых глубинах, на залежах со слабосцементированным песчаником или битуминозным песком, которые характеризуются высокой вертикальной и горизонтальной проницаемостью. Однако, многие специалисты считают возможным применение данной технологии на месторождениях высоковязкой нефти в сложно построенных карбонатных коллекторах.

Перекрывающая порода-покрышка особо важна для большинства проектов SAGD. Она должна являться барьером для предотвращения потерь пара в вышележащие пласты или, в самом нежелательном случае, на поверхность. Порода-покрышка не должна пропускать пар. Если покрывающая толща допускает утечки пара, это может обернуться катастрофическим ущербом как в экономическом плане, так и в экологическом. Если пар проникает в вышележащие слои, это окажет серьезное воздействие на расширение прогретой паром области и, кроме того, отрицательно скажется на термической эффективности и на суммарной добыче.

3.1.2 Циркуляционная закачка пара

Также широко используется метод циркуляции пара в двух скважинах, при котором в течение 90 дней, пар закачивается одновременно в нагнетательную и добывающую скважины.

Обычными операциями являются закачка пара и добыча тяжелой нефти для формирования прогретой области над добывающими скважинами. Это обеспечивает подачу тепла ко всему объему запасов на границах дренируемой области. 

Вторая фаза длится столько времени, сколько считается целесообразным при извлечении тяжелой высоковязкой нефти. При этом осуществляется добыча высоковязкой нефти из добывающей скважины и закачка пара в нагнетательную. Процесс окончания работы является заключительной фазой и состоит из последовательных операций, имеющих цель уменьшения количества нагнетаемого пара и использования вспомогательных контуров нагнетания. 

Можно отметить, что в целом, проекты с использованием прогрева пласта паром показали свою эффективность в разных странах. При закачке пара очень часто используются физико–химические методы, такие как закачка гелеобразующих составов, растворителей, ПАВ, щелочей и т.д.

В соседней с Самарской областью Республике Татарстан активно ведутся научно-исследовательские работы, опытно-промышленные испытания, а также осуществляется добыча высоковязкой нефти и природного битума на ряде месторождений. Среди них следует отметить Ашальчинское месторождение, как один из примеров эффективного внедрения в процесс добычи нефти парогравитационного дренажа (SAGD). Для реализации этой технологии на Ашальчинском месторождении бурятся две параллельные горизонтальные скважины. При этом горизонтальный участок скважины может быть длиной вплоть до 1000 метров. За сч?т небольшой глубины залегания продуктивных пластов многие скважины бурятся под наклоном с поверхности. Обычно добывающая скважина бурится первой и располагается как можно ближе к подошве пласта. Верхняя нагнетательная скважина располагается наоборот ближе к кровле продуктивного пласта. На рисунке 14 представлена конструкция и схема расположения скважин при реализации технологии SAGD.

Рисунок 14. Пример схемы расположения и конструкции скважин при добыче высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования SAGD



Известно, что первая пара горизонтальных скважин при опробовании технологии SAGD на одном из месторождений в Канаде была пробурена с использованием магнитного наведения для определения взаимного расположения одной скважины по отношению к другой. Это позволило точно измерять расстояние и ориентацию в пространстве нагнетательной скважины, которая бурится второй, после бурения первой добывающей скважины. Работа такой навигационной системы основывается на измерении величины магнитного поля от уже пробуренной скважины. Это магнитное поле может быть индуцировано и измерено с помощью различных приборов и методов (Гриллс, 2002), которые используются в навигационных системах подобного типа. Несмотря на достаточно высокую эффективность технологии SAGD на разных месторождениях ВВН и ПБ многие компании пытаются усовершенствовать эту технологию. При этом следует отметить, что паронефтяной фактор, характеризующий объем пара, необходимый для извлечения одной тонны нефти, наиболее часто используется как ключевой показатель эффективности внедрения технологии парогравитационного дренажа. Основной целью является минимизация паронефтяного фактора, при этом значение от 2 до 3,5 тонн пара на 1 тонну нефти является показателем эффективной работы данной технологии. В настоящее время предлагаются следующие направления для повышения эффективности добычи ВВН с использованием технологии SAGD: непараллельное расположение пар скважин, дополнительная подача растворителя, оптимизация парораспределения и контроль притока скважинной жидкости.

3.1.3 Закачка горячей воды

При определенных физико-геологических условиях, в особенности глубоко залегающие нефтенасыщенные толщи и повышенное давление нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого- физических условиях.

3.1.4 Внутрипластовое горение

Сущность процесса (рис. 15) сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

Рисунок 15 - Схема внутрипластового горения

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 5–25% запасов нефти. Исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:

– прямоточный процесс, когда движение зоны горения и окислителя совпадают;

– противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: электрическим забойным нагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); подачей катализаторов окисления нефти.

После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Исследованиями установлено, что зона фронта горения 2. имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона 3, коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.

Перед зоной испарения движется зона 4. конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны зона жидкого горячего конденсата нефти и воды, там происходит снижение температуры от конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» зона 6 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре равной пластовой. Последняя зона 7– зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

Эффективная реализация процесса внутрипластового горения зависит от правильного подбора нефтяной залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение такого способа.Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50–60%, а первоначальная обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в широких пределах. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2.






3.1.5 Влажное внутрипластовое горение

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Смысл применения влажного внутрипластового горения заключается в том, что добавление к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т.е. приближение гене.......................