ДОБЫЧЕ ТЯЖЁЛОЙ И ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ – ОСОБОЕ ВНИМАНИЕ
Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПахс и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагают Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55% от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов – одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности. К ТИЗ относятся и природные битумы – сверхтяжёлые виды нефти, плотностью более 1 000 кг/м3 при вязкости свыше 10 000 мПаХс, полужидкой и твёрдой консистенции с высоким содержанием серы, асфальтенов, смол, парафинов.
До настоящего времени термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имели альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть. Самым изученным и распространённым среди термических методов является пароциклическое воздействие на пласт. Однако неустранимым недостатком этой технологии является быстрое обводнение продуктивного пласта, т.к. для извлечения тонны битума закачивается 2,5-5 тонн пара, превращающегося в воду. Сильное обводнение делает добычу невыгодной. После извлечения около 20% запасов битума, количество воды в пласте становится близким к количеству нефти. Применение пароциклической технологии на месторождениях с запасами менее (2-3)х109 тонн может стать невыгодным уже через 5-10 лет. В республике Коми на известном крупнейшем Усинском нефтяном месторождении, на его пермокарбоновой залежи, содержащей около 1 млрд.тонн высоковязкой нефти, в скором времени планируются испытания установки, работа которой основана на принципиально новом нетепловом высокоэффективном методе извлечения из недр высоковязкой нефти.
Научно-производственное предприятие «ЭНЕРГОМАГ» с 1991 года разрабатывает, изготавливает и успешно применяет разнообразное виброакустическое и магнитовиброакустическое оборудование, предназначенное для решения спектра технических и эксплуатационных проблем повышения эффективности добычи и транспортировки нефти, в том числе ТИЗ. Вполне допустимо, что циклическая закачка пара (растворителя) совместно с виброакустическим воздействием (ВАВ) существенно сократит время обработки добывающих скважин и ускорит процесс извлечения флюида из продуктивного пласта. При этом для разрушения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений (АСПО), препятствующих штатной работе скважин при добыче ТИЗ, была сконструирована, изготовлена и успешно применена на нефтяных месторождениях виброакустическая установка «ОЙЛАКУСТИК», используемая также для ликвидации пробок в скважине, восстановления циркуляции и интенсификации притока нефти. Передача энергии колебаний в призабойную зону продуктивного пласта осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонне и через жидкость.
Каждая скважина имеет свои специфические параметры, поэтому в помощь оператору разработано специальное программное обеспечение, ориентированное на использование в полевых условиях. Измерение электрических и механических параметров излучения колебаний производится при помощи комплекта датчиков и компьютерной системы регистрации и обработки данных. Рабочие частоты находятся в пределах 40-60Гц, а механическая мощность составляет 600-1 000Вт. Оборудование для постоянного воздействия на конструкцию скважины, флюид и призабойную зону пласта обладает большим рабочим ресурсом, не нуждается в постоянном обслуживании оперативным персоналом.
На Шафрановском месторождении добывается высоковязкая высокозастывающая парафинистая нефть, вязкость которой сильно зависит от температуры окружающей среды. 16-18 марта 2004 года на скважине №137 указанного месторождения в течение 42 часов проводилось виброакустическое воздействие при температуре окружающей среды минус 18–21оС. Первые 15 часов при ВАВ с устья (излучатель закреплён на полированном устьевом штоке – ПУШ), производилось расхаживание колонны насосных штанг (КНШ) и ликвидация отставания КНШ от движения головки балансира СКН. После запуска скважины в штатный режим работы проводилась фиксация слива флюида в мерную ёмкость объёмом V=14м3. При этом значительно возросла производительность насоса (с 1,9 м3/сутки в летнее время до 11,2 м3/сутки при ВАВ), что можно объяснить следующими причинами:
– улучшение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта;
– значительное снижение вязкости флюида по сравнению с летним периодом;
– очистка плунжера и клапанов насоса от отложений;
– увеличение эффективного хода плунжера и повышение коэффициентов заполнения и подачи;
– разрушение и удаление отложений с металлических поверхностей КНШ, стенки НКТ и эксплуатационной колонны;
– снижение разбега нагрузки с 4 088кгс в летнее время до 2 719кгс при ВАВ в зимнее время за счёт увеличения реальной площади проходного отверстия в НКТ и значительного снижения гидродинамического сопротивления канала НКТ.
Зафиксированное уменьшение динамической вязкости флюида при ВАВ (до 2159сПз, что ниже показателей летнего периода эксплуатации скважины) можно объяснить следующими процессами:
– скорость распространения колебаний по скелету пласта существенно превышает скорость распространения по флюиду и его твёрдым фракциям, поэтому возникает интенсивное трение между стенками поровых каналов, флюидом и отложениями на стенках. Создаётся тончайший слой менее вязкой нефти и происходит раскольматация поровых каналов призабойной зоны пласта за счёт отслоения твёрдых фракций и выноса их на забой;
– снижение динамического уровня жидкости в скважине, уменьшающее гидростатическое давление на призабойную зону пласта (после окончания ВАВ Ндин =1 500м);
– большое увеличение депрессии (разность Рпл и Рзаб) вызывает возрастание скорости движения флюида примерно в 2,3 раза по поровым каналам, что приводит к дальнейшему повышению трения и нагреванию флюида, изменению диэлектрической проницаемости нефти, появлению заряженных частиц и возможному разрыву межмолекулярных связей.
Таким образом, происходит переход (диссипация) энергии пласта (пластового давления) в изменение вязкости флюида, значение которой сохраняется некоторое время после окончания ВАВ.
В настоящее время в мире добыто немногим более 280 млн.тонн тяжёлой нефти (в частности, на Усинском месторождении – 50 млн. тонн), что составляет лишь 3,1% начальных балансовых запасов. При этом в двух крупнейших в России по запасам такой нефти Тюменской и Архангельской областях ни одно месторождение не было освоено, и промышленная добыча не велась. Опыта в разработке таких сложных месторождений с ТИЗ в России до настоящего момента не было, а разработка известными методами заводнения или на естественных режимах является нерентабельной.
Специалистами НПП «Энергомаг» накоплен большой положительный опыт создания и внедрения оборудования и технологий в нефтегазовой отрасли на месторождениях России, Казахстана и Китая (ТатРИТЭКнефть, ТНК?ВР, Удмуртнефть, Славнефть, Нижневартовскнефтегаз, Башнефть, Самотлорнефтегаз, Мегионнефтегаз, CNPC и др.) с различными петрографическими и геологическими условиями, в том числе на месторождениях нефти с большим содержанием парафинов и асфальтенов. Опыт ведущих нефтедобывающих компаний показывает: затраты на приобретение, установку и техническую поддержку мало обслуживаемого излучателя окупаются менее, чем за 3?4 месяца при самом пессимистическом раскладе. Но снижение вязкости флюида, получаемое от одной скважины, существенно не уменьшит давление перекачки в нефтепроводе от нескольких кустов до ДНС. Если ВАВ будет применено на большинстве скважин, подсоединённых к одному нефтепроводу, то даже в зимнее время нефтепровод сможет работать без подогрева. Таким образом, будет достигнута важная производственная цель: всё месторождение будет эффективно функционировать круглогодично.
Собкор Майя ЭТРЕКОВА
ООО НПП «ЭНЕРГОМАГ»
111250, г. Москва,
ул. Красноказарменная д. 14,
кор. К-Ж, стр. 1
тел./факс: +7 (495) 362 7781,
+7 (495) 362 7836
Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.">'+addy_text82256+'<\/a>'; //-->
- Теги: добыча нефти