Диссертация (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 5

ПриПТОС обводненность добываемой нефти не превышала 50 %. ЭффективностьПТОС зависела в основном от содержания воды в продукции до проведенияПТОС. При увеличении кратности ПТОС наблюдается снижение эффективностипроцесса.25Таблица 1.1- Зависимость нефтеотдачи от температуры нагнетанияТемпература, оС125150200Нефтеотдача по циклам, % от остаточнойнефтенасыщенности12345615,28,66,21,81,30,721,611,38,42,81,81,035,614,98,54,52,01,5Исследования показали, что при 125-200 оС основной объем нефтиизвлекается за первые 2-3 цикла (таблица 1.1)[24] (таблица 1.2).Таблица 1.2 - Показатели эффективности многократных паротепловых обработокОсновные показатели ПТОСНомер цикла1234516161412621,0 21,0 19,5 18,0 9,6Количество обработок скважинОбъем закаченного пара, тыс.

тУдельный расход пара на одну1,31 1,31 1,39обработку, тыс. тЭффект добычи нефти ПТОС, тыс. т:всего13,20 7,12 4,04на одну скважино-обработку0,825 0,445 0,288Паронефтяной фактор, т/т1,6 2,9 4,8658,5747,21,50 1,60 1,70 1,802,80 1,32 0,83 0,600,233 0,220 0,166 0,1506,4 7,3 10,2 12,0На месторождениях Венесуэлы применение термического воздействияначато в 1959 году и наибольшее распространение получили ПТОС. К 1980-1985годам по технологии ПТОС было обработано 1650 скважин и добыто около8,4 млн.

т нефти в год, суммарный накопленный объем добычи нефти составил80 млн. т, при суммарной закачке пара 20 млн. т, т.е. средний паронефтянойфактор (ПНФ) составил 0,25 т/т.Обычно ПТОС эффективен и применяют при малой глубине залеганияпластов. Но на двух скважинах был применен ПТОС на скважинах с глубиной2499 м (месторождение Boscan). В первую неделю эксплуатации дебит первойскважины составлял 72 м3/сут, а через два месяца дебит скважины снизился до52,5 м3/сут. и далее семь месяцев дебит скважины равнялся 32 м3/сут.,производительность скважин оказалась на 30 % выше средней продуктивности26участка.

Опыт Венесуэлы показывает, что ПТОС призабойных зон увеличиваетКИН на 5-8 %.Пароциклическая обработка скважин широко распространена для добычивязкой нефти в России (СССР), США, Канаде, Кувейте, Индонезии и т.д.Современным вариантом ПТОС является технология парогравитационногодренажа (SAGD), которая включает бурение двух параллельных горизонтальныхскважин на расстоянии около 4-6 м одна над другой (рисунок 1.9).

В верхнююскважину нагнетают в пласт пар для создания высокотемпературной паровойкамеры. Процесс SAGD начинают со стадии прогрева, для чего несколько месяцевциркулируют пар в обеих скважинах. Разогревается область (зона) междустволами добывающей и нагнетательной скважинами, уменьшается вязкостьнефти в прогретой (тепловой) зоне и возникает гидродинамическая связь междудобывающей и нагнетательной скважинами. При добыче нефти в нагнетательнуюскважину закачивается пар, проникающий в паровую камеру в верхней частипласта. Конденсат пара и разогретая нефть стекают в добывающую скважину.[31].Впервые SAGD был применен на песчаниках Athabasca в Канаде [32], КИНSAGD составил 50 %, накопленное ПНО не превысило 2,5 т/т, что обеспечилорентабельность проекта.

С началом XXI века SAGD успешно применяется вКанаде, США, Венесуэле, Китае, начато его испытание на Ашальчинскомместорождении в Татарии [32-35].В качестве альтернативы SAGD для добычи тяжелой нефти и битумапердложена технология VAPEX (vapor extraction process), при котором закачкарастворителя в пласт осуществляется в режиме гравитационного дренажа [36-38].VAPEX как и SAGD предполагает использование двух горизонтальных скважин,при закачке растворителя в верхнюю из них, создается камера-экстракции нефтирастворителем.

Нефть стекает в добывающую скважину под действиемгравитации. КИН при VAPEX доходит до 60 %, однако темпы добычи оченьмалы. Кроме VAPEX предложены различные модификации с использованием27растворителей, (SAP, SAVEX, BUTEX, LASER), которые отличаются стадиейвведения растворителя и его объемами.Рисунок 1.9 - Схема осуществления парогравитационного дренажа (SAGD)[36-38]В условиях пластов ПК1 методы SAGD, VAPEX и др. неприменимы из-за:– малой толщины нефтяной оторочки (около 10 м), что приведет к большимпотерям тепла и трудностям при бурении близко расположенных горизонтальныхскважин;– наличия газовой шапки и подошвенных вод.1.7 Опытно-промышленная эксплуатация пласта ПК1На Северо-Комсомольском месторождении (нефтегазовая залежь пластаПК1) начаты опытные работы.

Нефтяная залежь представляет собой тонкийнефтяной слой, подстилаемый водоносной толщей, а сверху имеющий обширнуюгазовуюшапку.Пластпредставляетсобойчередованиерыхлых,слабосцементированных песков, песчаников, алевролитов и глин. Средняя28нефтенасыщенная толщина – 8,6 м, пористость – 32,5 %, проницаемость –0,278· мкм2, пластовое давление (начальное) – 11,0 МПа, давление насыщениянефти (газом) – 8,8 МПа, исходная пластовая температура – 35 оС, плотностьнефти – 888 кг/м3, вязкость нефти (в пластовых условиях) – 274,5 мПа·с.На опытном участке пласта ПК1 пробурено 19 скважин, из которых тригоризонтальные и пять наклонно-направленные.

При освоении трех скважин былполучен прорыв газа в одной скважине, в двух скважинах – прорыв воды и газа.Были испытаны стандартные и нефтецементные заливки, создание экранов,закачка большеобъемной полимерной оторочки, технология «АКОР» (жидкоестекло+термическое воздействие). В двух скважинах были испытаны канадскиештанговые винтовые насосы, скважины проработали по девять месяцев допрорыва газа. Нефтецементная заливка не дала результатов. Через годэксплуатации скважины были законсервированы. Начальные невысокие дебитыпо нефти во всех скважинах, пущенных в опытную эксплуатацию, через 2-3месяца снижались с 1,00-4,29 до 0,16-0,35 т/сут.Не был удачен опыт ремонтно-изоляционных работ по традиционнымтехнологиях ликвидации газоперетоков и прорывов газа на скважинах пилотного.Наибольший удельный технологический эффект (57 т) был получен в результатеоптимизации режима работы скважин.Работы по предотвращению выноса породы (песка, глины) из пластабыли осуществлены в двух скважинах.

При добыче нефти происходилакольматация фильтроэлементов. На фильтрах оседал материал, который содержалдо 50 % тонких фракций песка и более 35 % глинистых фракций.Опытно-промышленные работы на пилотном участке пласта ПК1 не далиположительных результатов. Проблемы освоения и эксплуатации опытногоучастка пласта ПК1 Северо-Комсомольского месторождения следующие:- отсутствие непроницаемых перемычек в интервалах ВНК и ГНК, чтоприводит к возникновению прорывов газа и воды к интервалу перфорации;- низкая механическая прочность пород коллектора (разрушение и выноспороды),29- заколонные перетоки и нарушения на границе эксплуатационнаяколонна/цементный камень [39];- значительное различие вязкостей нефти, газа и воды способствуетпрорыву газа и воды к интервалам перфорации;- нефтенасыщенные толщины слоя оказались малыми для применениятехнологии теплового воздействия. Это привело к интенсивным заколоннымперетокам, низким дебитам скважин по нефти, быстрым прорывам воды и газа;- воздействие пара было не эффективно из-за заколонных перетоков, низкойприёмистости пласта (агент прорывался в водо- и газонасыщенные интервалыпласта);- с начала эксплуатации пилотного участка все работы свелись кнепрерывным малоэффективным ремонтно-изоляционным работам.Сейчас главными задачами для осуществления добычи нефти пласта ПК1являются:- поиск, отработка и внедрение технологий и технических средств дляборьбы с выносом породы пласта и прорывами газа и воды;- поиск, отработка и внедрение технологий разработки пластов ПК с вязкойнефтью.Основным объектом Русского месторождения является пласт ПК1-7сеноманской залежи, содержащий вязкую нефть.

Пласт ПК1-7 имеет сложноегеологическое строением, несцементированную породу коллектора, газовуюшапку и активные подошвенные воды.Опытные работы по испытанию на Русском месторождении технологийдобычи вязкой нефти с использованием горячей воды начались в 1978 г. (участоквключал одну нагнетательную и три добывающих скважины - все вертикальные).Расстояние между забоями скважин составляло 92-113 м. Закачку теплой водыпроводили с июня 1978 г. по октябрь 1979 г при средней устьевой температуре14,9 - 24,2 оС. В начале 1979 г. устьевая температура закачиваемой воды былаподнята до 60-70 оС на устье, но с малым расходом 20 м3/сут, после чего, закачкагорячей воды была прекращена. Следующим этапом ОПР в марте 1983 г.