РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ НА ГРЕМИХИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Месторождения Удмуртии исторически считаются полигоном для проведения опытно-промышленных испытаний технологий, применяеых при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Многие ученые, известные научными работами в области реологии высоковязких и сверхвязких нефтей, начинали свои исследования на Гремихинском, Мишкинском, Лиственском и других месторожденях  ОАО "Удмуртнефть".

На Гремихинском месторождении при разработке башкирского яруса - коллектора высоковязкой нефти с 80-х годов прошлого века применяются тепловые методы, в частности, технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт.

В 1979 году институтом «ВНИПИтермнефть» был выполнен опытно-промышленных работ по термическому воздействию на нефтяную залежь башкирского яруса. В данном проекте предусматривался ввод башкирской залежи в разработку в 1982 году с разбуриванием по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 180 м при формировании семиточечных обращенных элементов теплового воздействия на пласт для проведения крупномасштабных опытно-промышленных работ. [1]

В 1985 году на основании уточненных данных ОПР выполнена технологическая схема разработки залежи башкирского яруса, в которой рекомендовалась разработка коллектора с применением технологии непрерывного нагнетания пара в пласт с созданием тепловой оторочки в размере 0,7 порового объема с последующим нагнетанием холодной воды.

В 1986 году предложена ресурсосберегающая технология – импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт (ИДТВ), с января 1988 года осуществляется ее промышленное внедрение. В процессе внедрения и дальнейшего изучения особенностей технологии ИДТВ была предложена ее модификация – импульсно-дозированное воздействие с паузой (ИДТВ(П)). Промышленное внедрение этой технологии начато в январе 1990 года и продолжается в настоящее время. Технологии ИДТВ и ИДТВ (П) были использованы на 123-х нагнетательных скважинах. [2]

В 1989-1994 гг. проводились исследования по созданию и опытно-промышленному испытанию технологии теплоциклического воздействия на пласт через систему добывающих и нагнетательных скважин (ТЦВП). Единственным элементом, в котором были полностью реализованы принципы ТЦВП, стал элемент с центральной нагнетательной скважиной 857, на котором в период 1989-1990 гг. осуществлялась закачка агента в добывающие скважины элемента с последующим их переводом в добычу. Всего был осуществлен один цикл. Технологии ТЦВП не получили широкого промышленного применения на месторождении по причине отсутствия теплоизолирующего оборудования в добывающих скважинах башкирского яруса, а также неполный охват нагнетательных скважин внешним обустройством для подачи к ним теплоносителя.[1, 3]

В 1993 г. выполнена новая технологическая схема разработки Гремихинского месторождения, согласно которой по башкирскому объекту предусматривалось:

• дальнейшее применение технологии ИДТВ;
• проектные уровни закачки теплоносителя составили 4,6 млн.т/год;
• проектный КИН за весь срок разработки – 0,482.

На рисунке 1 представлена динамика внедрения технологий теплового воздействия на пласт.

Рисунок 1. Динамика внедрения технологий теплового воздействия

Из рисунка следует, что за весь период разработки проектный уровень закачки теплоносителя 4,6 млн. т/год достигнут не был. Максимальные объемы закачки пара составили 1,7 млн.т в 1995г. [1,3]

Далее в период 1997-2002 гг. объемы закачки теплоносителя сокращались, что было обусловлено сложными экономическими условиями. Распределение пластовой температуры по башкирскому объекту на  2004г. представлено на рисунке 2, А.

Средняя температура по всей площади залежи составляла 34,7 °; температура по зоне текущего теплового воздействия  - от 36 в северной части залежи до 45,5 °С в центральной части.

С 2005г., согласно принятому варианту развития Гремихинского месторождения, применение технологий ИДТВ, ТЦВП прекращено по экономическим причинам. В результате организуется закачка теплой  воды с температурой 35 ˚С.

Рисунок 2. Карта изотерм по башкирскому ярусу

В 2009г. на башкирском объекте вновь организована закачка перегретого пара, но в значительно меньших объемах, составляющих 0,6 млн.т/год с трендом к  снижению закачки.

На рисунке 2,Б приведена  карта распределения температуры башкирского объекта по состоянию на 2019 г. Закачка теплой воды температурой 35 ˚С в период 2005-2009г.г.  привела к снижению пластовой температуры до начального на период разработки значения. Организация ПТВ с 2009 г. в северной части залежи позволила к 2019 г. очагами повысить температуру до 60-65 ˚С. [2]

На текущий момент закачка теплоносителя (пар температурой 260 ⁰С под давлением 4,2 МПа) производится в объеме 0,3 млн.т/год в 20 нагнетательных скважин (в т.ч. 10 скважин под циклической закачкой). Источник теплоносителя  - УПГ-26 (рисунок 3).

Рисунок 3. Схема паропроводов и паронагнетательных скважин по состоянию на 2019г.

По состоянию на 2019 г. распределение температуры по площади объекта следующее:

– средняя температура по всей площади залежи – 29 °С (снижение на 6 °С по сравнению с 2004 г.);

– средняя температура по зоне теплового воздействия – 34,5°С.

Заключение

Начальные проектные решения теплового воздействия, разработанные для башкирского яруса Гремихинского месторождения в 1985г., выполнены не более чем на 10%: при планируемой закачке пара 4,6 млн.т в год фактические объемы не превысили 1,8 млн.т/год в 90-е годы XX века и 0,5-0,6 млн.т/год в последнее десятилетие.

По ряду технологических и экономических причин в период 1997-2003 г.г. произошло снижение объемов закачки пара в пласт на 30%, а затем в 2005-2009 г.г. полный отказ от закачки пара.  Закачка теплой воды практически не имела технологического эффекта.

За счет возобновления закачки перегретого пара в 2009г. удалось очагами повысить пластовую температуру  в северной части залежи до 60-65 ˚С. В целом по башкирскому ярусу пластовая температура близка к начальному значению и составляет 29 ⁰С.

В настоящее время рентабельность применения тепловых методов на Гремихинском месторождении осложняется двумя факторами: техническим состоянием паротепловой системы и высокой обводненностью добываемой нефти. Поддержание работоспособности УПГ и паропроводов  требует больших капитальных вложений.

Список литературы:

1. Авторский надзор за разработкой Гремихинского месторождения ОАО "Удмуртнефть". Ижевск, 2004г.
2. Дополнение к Технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения.Ижевск, 2017.
3. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. – М.: Нефть и газ, 1996. – 284 с.