ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПАО «ТАТНЕФТЬ» ИМ В.Д. ШАШИНА

На территории Татарстана имеются большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов, являющихся одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине, однако относятся к трудноизвлекаемым. Тяжелые нефти характеризуются плотностью более 901 кг/м, высокой вязкостью, которая повышается по мере увеличения плотности, низким водородо-углеродным отношением, а также значительным содержанием серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи и переработки, однако, объем их запасов заслуживает того, чтобы исследовать задачи по совершенствованию существующих и созданию новых способов извлечения.

Для выбора методов добычи сверхвязких нефтей (СВН) необходимо учитывать целый спектр геолого-физических параметров, особенностей залегания пластов и свойств насыщающих их флюидов.

В решение практических задач по освоению битумных месторождений ПАО "Татнефть" им В.Д. Шашина занимает лидирующее положение на территории Российской Федерации, проводя с 1970 г целенаправленное исследование пермских битумов. К настоящему времени выполнены значительные объемы поисково-разведочных, опытно - промышленных и научно - исследовательских работ [1, 2].

На основе опыта разработки СВН сформирована классификация методов добычи, представленная в сводной таблице 1.

Таблица 1.

Классификация методов добычи сверхвязкой нефти

Холодная добыча тяжелой нефти с песком (Cold Heavy Oil Production with Sand - CHOPS) применяется для добычи тяжелой нефти, залегающей в продуктивных пластах неконсолидированного песчаника толщиной от 1 до 7 метров. При использовании этого метода осуществляют добычу битуминозной нефти в вертикальной скважине вместе с породой коллектора. Метод не применяется для добычи месторождений с подошвенной водой. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при добыче методом CHOPS не достиг 10 процентов [2].

Также к группе «холодных» методов добычи битуминозной нефти отнесен способ с применением растворителей (VAPorEXtraction - VAPEX), закачиваемых в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагал использование парных горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю скважину, создается камера с растворителем. Вследствие использования углеводородных растворителей удалось существенно снизить энергозатраты. [2]

Данной технологией успешно разрабатываются пласты с повышенным глиносодержанием, в которых неприменимы методы с использованием пара. Выделены основные критерии для применения технологии VAPEX: толщина продуктивного пласта превышает 12 метров, вязкость битуминозной нефти в пластовых условиях более 600 мПа⋅с, горизонтальная проницаемость более 1000 х 10^-3 мкм², вертикальная - более 200х10^-3 мкм².

Известен опыт применения микробиологического метода повышения нефтеотдачи (Microbial Enhancement of Oil Recovery - MEOR) месторождений битуминозной нефти, в основе которого лежит превращение тяжелых углеводородов в легкие фракции непосредственно в пласте за счет размножения внесенных в пласт микроорганизмов, использующих нефть в качестве источника питания.

Для «холодных» методов разработки месторождений битуминозной нефти автором характерны преимущества: низкие энергозатраты, отсутствие необходимости проведения специальных коммуникаций.

При этом по анализируемой группе отмечен ряд недостатков: ограничения по максимальным значениям вязкости нефти, высокие величины фильтрационных сопротивлений частей пласта, насыщенных малоподвижной нефтью, приводящих к низким темпам разработки.

Для освоения месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов Татарстана подходят только скважинные термические технологии, такие как паротепловое воздействие и внутрипластовое горение с использованием горизонтальных скважин, так как другие технологии малоэффективны.

Объектами для применения технологий нагнетания теплоносителей служат месторождения с нефтями высокой вязкости, залегающие на сравнительно небольшой глубине. При большом содержании в нефти дистиллирующихся компонентов, нагнетание пара может оказаться целесообразным независимо от величины вязкости нефти. В этом случае достигаемый прирост нефтеотдачи может компенсировать с прибылью все произведенные затраты [3].

Карьерный метод добычи, не смотря на высокий коэффициент извлечения нефти, не рассматривается, так как месторождения находятся под населенными пунктами и экологически нецелесообразен.

Рассмотрим более подробно основной способ разработки залежей СВГ - парогравитационный метод дренирования (Steam-Assisted Gravity Drainage – SAGD). [3].

Особенности мелкозалегающих месторождений тяжелой нефти требовали применения плотной сетки вертикальных скважин. Из-за небольших глубин залегания продуктивного пласта (70-100 м) и низкой стоимости строительства неглубоких вертикальных скважин проектными документами на разработку месторождений предусматривалась система разработки на основе бурения большого числа вертикальных скважин.

В реальности разработка месторождения, разбуренного по плотной сетке вертикальных скважин, оказывалась малоэффективной по добыче и нерентабельной по экономическим показателям. Вертикальные скважины не обеспечили достаточно высоких дебитов при отборе продукции из пласта, а приемистость скважин и охват пласта тепловым воздействием, особенно на начальном этапе, были низкими. Кроме того, с помощью вертикальных скважин невозможно извлечь запасы, расположенные в санитарно-защитных зонах.

Новый толчок в разработке шешминского горизонта на месторождениях ПАО «Татнефть» придало внедрение технологии парогравитационного дренажа (рисунок 1).

Принцип технологии заключается в том, что в верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя «камеру» и разогревая вязкую нефть. Различие плотностей пара и углеводорода способствует стеканию нефти к основанию паровой «камеры» и вместе с конденсатом пара ̶ в зону отбора горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже нагнетательной. Расширение объема паровой «камеры» происходит до тех пор, пока подвижная нефть и конденсат отбираются у ее основания.[3]

Нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, т.е. потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Рисунок 1. Схема реализации режима эксплуатации SAGD

В 2006 г. ПАО «Татнефть» на Ашальчинском месторождении в соответствии с программой освоения запасов мелкозалегающих залежей высоковязкой тяжелой нефти были начаты опытно-промышленные работы по использованию парных горизонтальных скважин (одна ̶ добывающая, вторая ̶ паронагнетательная), имеющих два устья. Закачка в верхнюю нагнетательную скважину ведется по колоннам НКТ, спущенным с каждого устья, а отбор из нижней добывающей скважины – двумя погружными насосными установками также с обоих устьев.[3]

На текущий момент технология SAGD в скважинах с двумя устьями получило широкое распространение на месторождениях СВН Республики Татрстан.

Для повышения эффективности разработки исследуются различные модификации парогравитационного дренирования, которые условно поделены на следующие группы:

- Технологии, в которых водяной пар полностью заменяется растворителем;

- Совместное нагнетание пара и растворителя;

- Последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

Помимо применения пара и растворителей, исследователями [3] было изучено влияние добавления щелочи к закачиваемому пару в различных вариантах комбинирования тепловых процессов при добыче высоковязкой нефти.

Выводы

Приоритетным направлением развития технологий добычи сверхвязкой нефти на месторождениях Республики Татарстан является использование различных вариантов теплового воздействия на пласт. Применение комплексных технологий теплового воздействия с использованием химических реагентов способно существенно повысить эффективность выработки запасов сверхвязкой нефти. На текущий момент крайне актуальна задача совершенствования паротеплового метода добычи в соответствии с конечной целью: обеспечение рентабельной разработки без ухудшения качества нефти или достижение высокого коэффициента нефтеизвлечения.

Список литературы:

1. Амерханов М.И. Инновационное решение для увеличения нефтеотдачи залежей сверхвязкой нефти, находящихся на небольших глубинах// Нефтяное хозяйство.- 2018. -№ 7. –С.18-20.
2. Валовский B.M., Валовский К.В. Повышение эффективности работы установок электроцентробежных насосов на месторождениях сверхвязкой нефти при парогравитационном дренаже пласта с применением двухступенчатого подъема продукции скважин//Нефтяное хозяйство. – 2018. -№ 10. –С.42-46.
3. Гимаев, И.Х. Совершенствование технологии добычи природного битума (на примере Мордово-Кармальского месторождения) // автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2014. – 24 с.