CC BY
101
12 БУРЕНИЕ
6/Н (78) ноябрь 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Нефть месторождений Жыланкабак и Жолдыбай является высоковязкой и при 20°С вязкость нефти составляет соответственно 381.62 мПа*с и 203.0 мПа*с. Плотность нефти в поверхностных условиях для месторождений Жыланкабак и Жолдыбай составляет соответственно 0.913 т/м3 и 0.8933 т/м3.
АНАЛИЗ МЕТОДОВ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ
ЗОНУ СКВАЖИН
НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЖЫЛАНКАБАК И ЖОЛДЫБАЙ
М.А. ШАГЕЕВ А.Ф. ШАГЕЕВ Б.Я. МАРГУЛИС О.В. ЛУКЬЯНОВ А.И. ПАГУБА С.И. НАЗЫМОВ
ОАО «НИИнефтепромхим»
г. Казань
ТОО «Независимая экспертно-консалтинговая фирма Optimum» г. Актау, РК ТОО «Тандай Петролеум» г. Атырау, РК
Проблема разработки месторождений с высоковязкими тяжёлыми нефтями заключается в том, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притока в скважины. Применение различных вытеснителей (холодная вода, воздух, газ и др.) в таком случае не даёт желаемого эффекта, т.к. вследствие высоких вязкостных соотношений происходит прорыв вытесняющих агентов и резко снижается эффективность разработки месторождений. Иногда при сверхвязких нефтях (100 мПа*с и более) затруднительно нагнетать рабочие агенты в пласт [1].
Месторождения Жыланкабак и Жол-дыбай были введены в разработку на режиме истощения с очень низким коэффициентом нефтеотдачи. Данные залежи можно рассматривать как потенциальные объекты для применения на них тепловых методов разработки. Так как на графиках зависимости видно, что при увеличении температуры нефти до 400С ее вязкость уменьшается до состоянии подвижности в пласте. Рассмотрим несколько способов тепловых методов обработки пласта.
ЭЛЕКТРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
Наиболее простым и доступным способом создания повышенной температуры в призабойной зоне пласта является электропрогрев, который может осуществляться как циклически, так и стационарно.
Электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 400С,
как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
ПАРОТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН (ПТОС)
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на приза-бойную зону пласта является прогрев ее паром. Технология ПТОС - это периодическая закачка пара в ПЗС. Циклическая обработка состоит из чередования периодов подготовительных работ, закачки агента, пропитки и добычи нефти, ставшей более подвижной за счёт снижения вязкости.
• остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%;
• плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м ;
• не рекомендуется проведение ПТОС на заводненных участках залежи, если обводнённость добываемой продукции превышает 40-50%.
Известны портативные передвижные парогенераторные установки: ППГУ-4/120М, «Такума», KSK, работающие на дизельном топливе или баллонном газе. Номинальная производительность данных установок составляет соответственно
Наиболее простым и доступным способом создания повышенной температуры в призабойной зоне пласта является электропрогрев, который может осуществляться как циклически, так и стационарно
Данная технология нашла широкое распространение на месторождениях высоковязкой нефти США, используется она на месторождении Каражанбас на скважинах с обводнённостью до 30%.
Период обработки паром продолжается от нескольких дней до 10 недель. Для процесса требуется от 16,6 до 41,3 ккал на 1 м мощности пласта [4]. Количество циклов определяется типом коллектора, обычно на скважине проводится до 10-ти циклов, причём каждый последующий цикл требует большего количества пара для поддержания добычи на начальном уровне.
Условия получения благоприятных результатов при ПТОС [2]:
• глубина продуктивного пласта не более 1200 м;
• толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м;
• вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;
4 т/час, 8 т/час и 10 т/час при сухости пара 80-85%; давление на выходе из установки составляет 12 МПа, 10 МПа и 12 МПа [3].
Кроме того, существует стационарный парогенератор модели УПГ-50/60, работающий на попутном газе, имеющий номинальную паропроизводительность 50т/час при сухости пара 80%. Номинальные значения температуры и давления при выходе из котла составляют соответственно 2740С и 6 МПа.
Для осуществления ПТОС разработана устьевая арматура АП60-150, термостойкие пакеры, предназначенные для разобщения затрубного пространства, - ШТГМ-148-120-325 и ШТГМ-168-120-325, скважинные компенсаторы для компенсации температурного удлинения колонны НКТ - УТО-2000 и УТО-3500.
Паротепловое воздействие на пласт или призабойную зону скважин наиболее эффективно осуществлять в случае ►
ЭКСПОЗИЦИЯ 6/Н (78) ноябрь 2008 г.
БУРЕНИЕ 13
обводнённости пласта, не превышающей 40-50%. При этом высокая эффективность достигается, когда температура составляет 125-1500С. При более высокой обводнённости пласта призабойную зону скважины необходимо прогревать до более высокой температуры, чтобы резко уменьшить вязкость нефти в пласте и повысить её фазовую подвижность [1].
Согласно анализу текущих результатов разработки обводнённость добывающих скважин месторождений Жыланкабак и Жол-дыбай по состояниюна 01.01.08 г. составила соответственно 72,8% и 81,7%. В связи с чем метод ПТОС для месторождений Жыланка-бак и Жолдыбай не рекомендуется.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ТВЕРДОТОПЛИВНОГО НАГРЕВАТЕЛЯ
Одним из наиболее перспективных методов извлечения высоковязких битуминозных нефтей является глубокий прогрев призабойной зоны скважины с возможной последующей организацией внутрипласто-вого горения. Известно, что при высокотемпературном прогреве участков пласта протекают процессы крекинга, пиролиза и газификации тяжёлых нефтей.
Возможность интенсивного разогрева пласта с выделением большого количества тепла с одновременным образованием из продуктов горения газообразного СО2, а также деформирования битуминозных пород может быть обеспечено при использовании твердотопливного теплогазогенера-тора в качестве мощнейшего нагревателя.
В настоящее время «НИИнефтепром-хим» проводит работы по созданию устройства для теплового воздействия на пласт непосредственно внутри скважины. Это достигается использованием специального устройства, так называемого «твердотопливного нагревателя», который позволяет без особых энергозатрат и дополнительного оборудования воздействовать на пласт локально. В результате происходит снижение вязкости добываемой продукции и улучшение гидродинамических характеристик разработки залежей высоковязких нефтей.
Принцип действия «твердотопливного нагревателя» (ТТН) основан на сгорании специальных горючих смесей в контейнере, спущенном на забой скважины. В отличие от аккумуляторов давления для скважины (АДС), применяемых при осуществлении термогазохимического воздействия на пласт, скорость горения топлива в ТТН является регулируемой и протекает в течение длительного времени, что позволяет осуществлять равномерный прогрев ПЗС с заданной температурой. ■
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений». М: «Недра», 1988 г.
2. «Технология и техника методов повышения нефтнотдачи», Томский политехнический университет, Томск: 2003
3. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»,-Учебник Томского политехнического Университета, Томск: 2002
4. Г.Л. Говорова «Разработка нефтяных месторождений США», М: «Недра», 1970 г
Температура, °С
Рис. 1 График зависимости вязкости нефти от температуры для месторождения Жолдыбай
Температура, 0С
Рис. 2 График зависимости вязкости нефти от температуры для месторождения Жыланкабак
