Проблемы рациональной разработки неконсолидированных продуктивных пород-коллекторов подгазовых залежей высоковязкой нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

А.С. Якимов1, e-mail: [email protected]; В.Е. Тавризов2, e-mail: [email protected]

1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

2 ОАО «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (Москва, Россия).

Проблемы рациональной разработки неконсолидированных продуктивных пород-коллекторов подгазовых залежей высоковязкой нефти

Рассмотрены некоторые методические аспекты обоснования проектирования разработки подгазовых залежей высоковязких нефтей в неконсолидированных терригенных пластах-коллекторах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами типа сеноманских отложений Западной Сибири. Обращается внимание на отсутствие утвержденных методико-технологических подходов к обоснованию фазовых проницаемостей по нефти, газу и пластовой воде и коэффициентов вытеснения нефти газом и водой в условиях невозможности выполнения необходимых исследований на одиночных или составных образцах керна для эффективных нефтенасыщенных толщин пластов-коллекторов с наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами (пористость - до 35-40 %, проницаемость -0,9869 мкм2 и более). Указывается на важность выбора наиболее эффективных вариантов проектной схемы и плотности сетки расположения эксплуатационных скважин, учета макронеоднородности эффективных нефтенасыщенных толщин и целесообразную практическую необходимость многовариантных прогонов газогидродинамических расчетов с использованием программных продуктов по гидродинамическому моделированию разработки залежей. Актуальным является предложение по поэтапному обоснованию для утверждения коэффициента извлечения нефти и его реально достижимой конечной величины как наиболее соответствующих геолого-геофизической и промысловой сложности строения рассматриваемых подгазовых залежей высоковязкой нефти. Предложено новое устройство - трехкомпонентный (воздух, вода, топливо) парогазогенератор, который должен быть установлен на глубине в скважине в интервале перфорации нефтенасыщенной толщины пласта. Представлен действующий прототип забойного парогазогенератора и дана сравнительная характеристика основных параметров предлагаемого оборудования относительно известных устройств для паротепловых обработок скважин. Перспективы использования устройства связаны с повышением добычи высоковязкой нефти посредством парогазового (пар + азот) нагнетания в нефтенасыщенную толщину пласта.

Ключевые слова: нефть, газ, подгазовая залежь высоковязкой нефти, увеличение нефтеотдачи.

A.S. Yakimov1, e-mail: [email protected]; V.E. Tavrizov2, e-mail: [email protected]

1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)» (Moscow, Russia).

2 Institute of Geology and Fossil Fuel Development OJSC (Moscow, Russia).

The Problems of Rational Exploitation Unconsolidated Producing Rocks of Subgas Deposits High Viscosity Oil

There are considering some methodical aspects of basis for projecting process of subgas high viscosity oil deposits in unconsolidated (crumbly) sand and shale reservoirs with high capacity-filtration properties, such as cenoman Higher Cretaceous producing horizons of Western Siberia. Attracted attention to absence confirmations methods and technologies to basis phases permeability for oil, gas and water coefficients of force out oil by water or gas in conditions don't possibility to execute necessary measurmentes on alone or composite samples of core in view absence their from effective production thicknesses of payzones in wells with most higher properties (porosity about 35-40 %, permeability - about 0,9869 pm and above). It's point out on importance for choice most effective variants of projects scheme and density net of producing wells and register macro no homogeneous oil productive thicknesses and practical necessary goal for

FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATIONS

many variants hydrodynamics calculations with using specials software for hydrodynamic simulation oilfields with high viscous oil. Also it's actual appearing the suggestion for stage by stage basis for calculations and confirmation coefficient of oil recovery such as most corresponding to geology-geophysical and producing complication structure reservoirs of subgas deposits with high viscosity oil.

Keywords: oil, gas, subgas high viscosity oil deposite, enhanced oil recovery.

Тазовское месторождение было открыто в 1962 г. в результате бурения поисковой скв. 1. Нефтеносность месторождения установлена в нефтяной оторочке продуктивного пласта ПКГ По объему запасов нефти месторождение Х относится к категории крупных. Нефтяная оторочка пласта ПК1 содержит значительные запасы нефти, освоение которых проблематично из-за крайне неблагоприятного сочетания условий залегания продуктивных пластов, а также следующих характеристик:

• небольшие толщины оторочки;

• наличие достаточно большой газовой шапки;

• активная водонапорная система, контактирующая с подошвой оторочки;

• вязкость нефти в пластовых условиях многократно превосходит вязкость контактирующих с ней воды и газа;

• высокие коллекторские свойства (ФЕС) пласта ПК1 (сеноман). Основная залежь месторождения приурочена к кровле сеноманских отложений покурской свиты. Залежь очень сложного строения, с тектоническими нарушениями, характер насыщения -газ газовой шапки, нефть с растворенным газом.

Суммарные толщины коллекторов в пределах нефтяной части по скважинам изменяются от 2,2 м (скв. 27) до 17,6 м (скв. 20) и в процентном отношении составляют от 22,8 до 88 % общей нефте-насыщенной толщины пласта. Песчани-стость отложений сеномана возрастает вниз по разрезу. Во многих скважинах на Тазовском месторождении хорошие по ФЕС песчаные пласты оказались ниже водонефтяного контакта. Отложения, залегающие в кровле сеномана, - более глинистого характера.

При разработке нефтяной оторочки незначительной толщины большое значение имеет строение пласта (в основном наличие глинистых непроницаемых слоев в зонах контакта нефтяной залежи с газовой шапкой и подстилающей водой).

Анализ распределения глинистых прослоев в продуктивных разрезах скважин показал, что по наличию глинистых экранов в зонах газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) выделяется четыре группы скважин:

1) в зоне ГНК и ВНК нет глинистых прослоев;

2) нефтяная оторочка экранирована только от газовой части пласта;

3) нефтяная оторочка экранирована только от водоносной области;

4) нефтяная оторочка экранирована от газовой шапки и подошвенной воды глинистыми прослоями.

Было выполнено разделение разрезов пробуренных скважин на типы по наличию экранов в зонах контактов нефти с газовой шапкой и подошвенной водой.

Литологически породы-коллекторы продуктивной толщи представлены песчаниками и алевролитами, причем, особенно в верхней части продуктивной толщи, преобладают алевритовые разности.

Ввиду слабой сцементированности пес-чано-алевролитовых отложений керн представлен наиболее плотными разностями пород, в силу чего коллекторские свойства, определенные на керне, занижены. По 437 определениям открытой пористости на керне среднее значение Кп для газовой части - 24,1 % (0,24), для нефтяной — 27,2 % (0,27).

Запасы нефти, представленные тонкими подгазовыми оторочками, тем более оторочками с высоковязкими нефтями, относятся к категории трудноизвлека-емых. Сложность извлечения связана с тем, что значительный объем запасов, несмотря на высокие коллекторские свойства, приурочен к достаточно низким величинам эффективных нефтена-сыщенных толщин (в среднем 6,7 и 5,7 м для категорий С1 и С2, соответственно), максимум - до 12 м в некоторых скважинах и значительными фильтрационными сопротивлениями при вытеснении пластовой нефти вязкостью 62 мПа.с нагнетаемой водой или газом, наличием подошвенной воды.

ВЫБОР МЕТОДА РАЗРАБОТКИ

Типовые схемы рентабельной разработки нефтяных месторождений при таких геолого-физических условиях рассматриваемого объекта отсутствуют. Необходим был «адресный» поиск, выбор и анализ разработанных и апробированных в отрасли методов воздействия и интенсификации добычи нефти, а также моделирование этих процессов.

Определенное внимание было уделено вопросам применения термических методов. Методы искусственного теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, можно разделить на две группы:

1-я группа - локальное воздействие на призабойную зону добывающей скважины в целях увеличения притока нефти за счет снижения в определенном радиусе вязкости нефти или расплавления на стенках скважин парафина, осевшего за период эксплуатации (па-роциклическое воздействие);

Для цитирования (for citation):

Якимов А.С., Тавризов В.Е. Проблемы рациональной разработки неконсолидированных продуктивных пород-коллекторов подгазовых залежей высоковязкой нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 4. С. 50-56.

Yakimov A.S., Tavrizov V.E. The Problems of Rational Exploitation Unconsolidated Producing Rocks of Subgas Deposits High Viscosity Oil. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 4, P. 50-56. (In Russ.)

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2-я группа - площадные работы по тепловому воздействию на нефтяной пласт или залежь в целом (вытеснение нефти паром, горячей водой и различные их модификации). Однако термические методы разработки месторождений высоковязких нефтей требуют значительных энергозатрат и капитальных вложений, что в конечном счете ведет к повышению себестоимости добываемой нефти. При технико-экономическом обосновании (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) нефтяной оторочки авторы посчитали необходимым сосредоточиться на способах, использующих легко доступные газо- и жидкостные агенты и легко реализуемые в промысловых условиях технико-технологические решения. Наиболее доступными в качестве вытесняющих нефть агентов, в том числе по стоимости, являются водные растворы полимеров, в частности полиакриламида, и водогазовые смеси. По критериям применения технологий извлечения для нефти Тазовского месторождения можно рекомендовать к промышленному внедрению водога-зовое (ВГВ) и термополимерное воздействия. Выполнено моделирование процессов разработки залежи с применением ВГВ и термополимерного воздействия. По технико-экономическим расчетам был определен наиболее приемлемый вариант разработки. Возможность проведения термообработок добывающих скважин Тазовского месторождения исключается по следующим факторам: применение при паротепловой стимуляции скважин наземных парогенерирующих установок ограничено глубинами не более 700 м, глубина же залегания пласта ПК5 - более 1000 м, с толщиной в среднем 68 м и высокой вязкостью нефти, а также большими объемами неэффективных потерь подаваемой в призабойную зону пластов-коллекторов теплоты. Кроме того, месторождение расположено в зоне многолетней мерзлоты (толщиной 300-400 м), так что растепление пространства вокруг ствола скважины серьезно усложняет процесс нагнетания теплоносителя. Подсчет запасов нефти и растворенного газа впервые осуществлен в 2007 г. по

Вариант 3 Variant #3

Схема размещения - девятиточечная 9-points scheme of w> Сетка 750 м net 750 m х 750m

Ввод нового фонда - 369 скважин Vertical-inclined wells - 369 wells Зарезка боковых стволов - 13 скважин Side hole wells - 13

Вибровоздействие на призабойную зону пласта - 5 скважин

Return wells to the production fund - 5 wells

"ЯЙОО

Условные обозначения Legend

Граница категорий Borders of proved oil reserves h , - 2 м

эф

h - 4 м

эф

h - б м

эф

h , - 8 м

эф

h , - 10 м

эф

h - 12 м

эф

Тектонические нарушения Faults

Внутренний газонефтяной контакт Internal GOC

Внешний газонефтяной контакт External GOC

Внешний водонефтяной контакт External OWC

Скважины в консервации

Stopping oil productive wells

Ликвидированные скважины

Liquidated wells

Проектные скважины

Project wells

Добывающие скважины

Oil producing wells for drilling

Нагнетательные скважины

Injection wells for drilling

Зарезка боковых стволов

Producing wells for drill side holes

Ввод скважин в добычу

Introducing wells for recovery oil

Ввод скважин в нагнетение

Introducing wells for injection termopolymer

Рис. 1. Рекомендованный вариант разработки подгазовой залежи сеноманских отложений пласта П^ Fig. 1. Recomended mode of development of the sub-gas bed of the Cenomanian deposits of the reservoir PK

52

№ 4 апрель 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATIONS

0,35

С

-M О 0,3

<D re 4= 0,25

F 4-1

ai о 3 0,2

-a ai E % О 0,15

с S 0,1

о ч- 0,05 0

о

Русское Северо-Комсомольс

Russkoe

:кое

North-Komsomolskove

Месторождение

Field

Ван-Еганское

Van-Eganskoe

у = -0,0193.x2 + 0,1075x + 0,1565

R2 = 0,8083

0,000 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

Гидропроводность залежи ПКг, 10"2(мкм2-м)/(мПа-с) Water permeability of deposit РКа, 10"2(pm-m)/(mPa-s)

Рис. 2. Зависимость КИН от гидропроводности подгазовой нефтяной части залежей пласта ПК месторождений-аналогов

Fig. 2. Dependence of the oil recovery coefficient on the hydroconductivity of the the sub-gas oil part of the PK reservoir of analogical fields

результатам бурения поисково-разведочных скважин и опытно-промышленной эксплуатации. Начальные извлекаемые запасы нефти были утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при КИН - 0,162 (по категории С - 0,162, по категории С2 - 0,162). Разработка нефтяной оторочки пласта ПК1 не велась. В 2011 г. были выполнены пересчет геологических запасов нефти и растворенного газа нефтяной оторочки пласта ПК1 и ТЭО КИН.

Для изучения механизма выработки запасов нефти, а также для прогнозирования дальнейшей разработки месторождения в 2011 г. была создана детальная трехмерная геолого-гидродинамическая модель всей нефтяной оторочки эксплуатационного объекта ПК1.

В ходе создания гидродинамической модели разработки нефтяной оторочки были использованы данные исследований скважин, инструментальные замеры давления, результаты исследования и освоения эксплуатационных скважин, работающих на снабжение газом двух поселков.

Для проведения технико-экономических расчетов для объекта ПК5 были сформированы три варианта разработки с использованием неравномерной площадной системы. Вариант 1 предполагал ввод в эксплуатацию нефтяной оторочки пласта ПК1. В площади, вовлекаемой в активную разработку, скважины размещаются по неравномерной системе с квадратной сеткой (1000 х 1000 и 2000 х 2000 м) с организацией системы поддержания пластового давления холодной водой. Фонд скважин составляет 132 ед. Вариант 2 предполагал в пределах той же площади, вовлеченной в разработку в первом варианте, с тем же фондом скважин организацию водогазового воздействия.

Вариант 3 предполагал в пределах той же площади, вовлеченной в разработку в первом варианте, с тем же фондом скважин организацию термополимерного воздействия (9-точечная схема размещения скважин, сетка 750 х 750 м). На конец расчетного периода по объекту ПК1 (нефтяная оторочка Тазовского

месторождения) накопленная добыча нефти, жидкости и КИН по по варианту 1 составила: нефть - 13933,7 тыс. т, жидкость - 877405 тыс. т, КИН - 0,046. Технико-экономические расчеты рассмотренных вариантов разработки эксплуатационного объекта «Нефтяная оторочка пласта ПК5 Тазовского месторождения» позволили выбрать вариант разработки (вариант 3), который обеспечивал более высокий КИН по сравнению с вариантами 1 и 2. Главным недостатком обоснования КИН по вариантам 2 и 3 были существенно низкие величины (0,08 и 0,11, соответственно), что не могло устроить экспертизу. По этой формальной причине экспертизой были оставлены прежние (2007 г.) значения КИН для обеих категорий запасов.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЭО КИН И РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРТИЗЫ

Интересно сравнение подходов авторов проекта ТЭО КИН 2011 г. и экспертизы.

Авторы проекта 2011 г. хорошо понимали, что проработанные ими варианты 2 и 3 не являются практически применимыми из-за главных факторов, затрудняющих разработку нефтяной оторочки пласта ПК1 и препятствующих достижению утвержденной в 2007 г. величины КИН в 0,162:

• разработка объекта ПК1 осложнена неизбежным влиянием прорывного газа газовой шапки на продукцию нефтедо-бывющих скважин. Этот фактор экспертизой вообще не обсуждался, однако по результатам многолетних отборов газа газовой шапки на газификацию двух поселков ежегодно фиксировалось вторжение в газовую шапку больших объемов нефти и ее «размазывание» по освобождаемому объему эффективного порового объема коллекторов;

• неоднородность пласта по литологии, расчлененности и ФЕС коллекторов не позволяет реализовать равномерную сетку эксплуатационных скважин, поэтому авторы проекта и применили неравномерно-избирательную сетку горизонтальных, наклонно-направленных и вертикальных добывающих и нагнетательных скважин по площади нефтяной оторочки (рис. 1). Экспертиза, невзирая на ярко выраженную неоднородность продуктивных пластов, отметила, что необходимо было рассматривать наиболее эффективную регулярную сетку горизонтальных скважин;

• ввиду неконсолидированности продуктивных пород-коллекторов сено-мана пласта ПК5 (в основном пески, рыхлые песчаники) не представляется возможным выполнить достоверные лабораторные исследования фазовых проницаемостей по нефти, газу и пла-

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 April 2018

53

Рис. 3. Действующий прототип ПГГС. Опытно-промышленная площадка (пос. Волжский, г. Самара) Fig. 3. Working prototype of three-component bottomhole steam-gas generator on the experimental-industrial area (Volzhsky, Samara, Russia)

Парогазогенератор на монотопливе Bottomhole steam-gas generator working on monofuel

Монотопливо Monofuel

Плунжерный насос Plunger pump

Вода Water

Рис. 4. Забойный парогазогенератор АО «РИТЭК» Fig. 4. Bottomhole steam-gas generator of RITEK JSC

стовой воде, а также коэффициентов вытеснения нефти газожидкостными агентами. Оценки указанных коэффициентов по результатам исследований недропользователя на насыпных моделях экспертизой были не приняты во внимание - указанные трудности были отмечены как существенный недостаток;

• авторы по базовому варианту конечную величину КИН получили равной 0,046. Известный ученый Ю.П. Желтов [1] по окончании разведки нефтяной оторочки пласта ПК1 в 1980-х гг. оценил КИН величиной 0,06.

По другим месторождениям-аналогам в регионе (например, Северо-Комсомоль-скому, Южно-Русскому и др. с очень вязкими нефтями пласта ПК1) утверждены еще ббльшие величины конечного КИН (рис. 2).

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И РАЗРАБОТКЕ ПОДГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В НЕКОНСОЛИДИРОВАННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ

На основании изученности месторождений-аналогов возникает насущная потребность в решении следующих основных проблемных методических и технико-технологических вопросов, возникающих при проектировании и разработке подгазовых залежей высоковязкой нефти в неконсолидированных терригенных пластах-коллекторах:

• возможность разработки объектов типа пласта ПК1 по технико-технологическим показателям не отвергается;

• необходимо разработать и утвердить методическое руководство по использованию насыпных моделей для обоснования ФЕС, фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти при проектировании разработки ли-тологически не консолидированных эксплуатационных объектов;

• признать правомочность применения при разработке залежей высоковязкой нефти очень сложного строения неравномерно-избирательной сетки добывающих скважин с различным профилем пробуренного ствола [2];

FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATIONS

• при проектировании разработки залежей ввести как минимум трехстадийное обоснование конечной величины КИН: на 1-й стадии - с блочно-избиратель-ным заводнением; на 2-й стадии - с подбором комплекса наиболее эффективных адресных скважино-операций и площадных методов воздействия на извлечение нефти (за счет проведения в ходе реализации 1-й стадии соответствующих опытно-промышленных работ); на 3-й стадии продолжение разработки должно быть обусловлено энергетическим состоянием залежи и геолого-экономической целесообразностью;

• разработку месторождений (залежей) УВ, аналогов пласта ПК1, целесообразно сосредоточить в ведении одной крупной организации-оператора, которая на базе имеющегося опыта работ или его приобретения в состоянии сосредоточить усилия на достижении максимально возможной величины КИН на базе не директивных указаний, а реальных системно подготовленных технико-технологических решений, которые за весь

период разработки залежей будут направлены на достижение поставленных задач;

• государственные органы-распорядители недр должны обеспечить всемерную экспертно-методическую помощь с учетом всех особенностей эксплуатационных объектов;

• с учетом наличия в регионе весьма значительных аналогичных по геолого-физическим показателям запасов нефти (Русское, Вань-Еганское, Тазов-ское, Северо-Комсомольское месторождения и др.) предоставление государством налоговых льгот при освоении указанных трудноизвлекаемых запасов нефти существенно повысит экономические показатели их разработки.

ПРИМЕНЕНИЕ ЗАБОЙНОГО ТРЕХКОМПОНЕНТНОГО ПАРОГАЗОГЕНЕРАТОРА СКВАЖИННОГО ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Представляется, что свое место в опытно-промышленных работах могут найти такие простые технологии, как,

например, установка забойного штуцера в добывающих скважинах в целях максимально возможного снижения высокого (за счет добычи прорывного газа газовой шапки) промыслового газового фактора, и такие более сложные технико-технологические решения, как забойный трехкомпонентный парога-зогенератор скважинный (ПГГС), спускаемый на насосно-компрессорных трубах (НКТ) для установки в интервале перфорации пласта при помощи термостойкого пакера. Подача воздуха производится с поверхности земли по НКТ, воды и топлива - по трубопроводам, располагаемым в межтрубном пространстве ствола скважины (НКТ и обсадной колонны). В результате работы забойного парогазогенератора полученная парогазовая смесь поступает в пласт, прогревая его и способствуя более полному извлечению нефти из пласта. В развитие данного метода возможна практическая проработка парогазогенератора, работающего от подачи «монотоплива» - единой системы, в которой все необходимые компо-

14-й МОСКОВСКИЙ МЕЖДУНАРОДНЫЙ ИННОВАЦИОННЫЙ ФОРУМ

ТОЧНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ -

ОСНОВА КАЧЕСТВА И БЕЗОПАСНОСТИ

проводится в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 5 апреля 2014 г. № 541-р

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЕ ВЫСТАВКИ

MetrolExpo

20 мая.д

15-1 7 мая 2018 г.,

Москва, ВДНХ, павильон 75, «Россия»

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ

Консолидация усилий власти, науки и бизнеса в развитии отечественного приборостроения для обеспечения нужд промышленности и оборонного комплекса страны, а также повышение эффективности российской системы измерений, совершенствование нормативной базы метрологии с учетом международных тенденций в целях поддержки инноваций и их продвижения.

Организаторы

Поддержка

Международные партнеры

А

МИНПРОМТОРГ РОССИИ

Стратегический партнер

РОССТАНДАРТ

Ключевые партеры выставки

I International du \ Poids st

OflMD

Генеральный партнер

Устроитель и выставочный оператор

(►фрп a ^Sïï ^

ДИРЕКЦИЯ ФОРУМА

129344,Москва, ул. Искры, д.31,корп.1 Тел./Факс: +7 (495) 937-40-23 (многоканальный)

[email protected] www.metrol.expoprom.ru

ПРОГРАММА ФОРУМА

METROLEXPO Метрология и Измерения

14-я выставка средств измерений, испытательного оборудования и метрологического обеспечения.

CONTROL&DIAGNOSTIC Контроль и Диагностика

7-я выставка промышленного оборудования и приборов для технической диагностики и экспертизы.

RESMETERING

Учёт знергоресурсов

7-я выставка технологического и коммерческого учета энергоресурсов.

LABTEST

Лабораторное оборудование

ó-я выставка аналитических приборов и лабораторного оборудования промышленного и научного назначения.

PROMAUTOMATIC Приборостроение и автоматизация

ó-я выставка оборудования и программного обеспечения для технологических и производственных процессов.

WEIGHT SALON

2-я выставка весового оборудования.

Сравнительная характеристика перспективных методов паротепловых обработок скважин Compare some haracteristics of perspectives methods for steamtemperature treatments of wells

Показатели, Characteristics ППУ 1 Unit 1 ППУ 2 Unit 2 ПГГ-РНТ 3 Unit 3 Монотопливо («РИТЭК») Monofuel ("RITEK") Метод «Татнефтеотдачи» Tatneft' mode

Давление приема пласта, МПа Input pressure of ingection to the payzone, MPa ~35 ~35 ~100 ~100 >100

Фаза рабочего тела Working agent Пар Steam Вода Water Парогазовая смесь Steam-gas mixture Парогазовая смесь Steam-gas mixture Пар Steam

Температура, °C Temperature, °C 230 200 350-400 350-400 325

Топливо Fuel Дизельное 140 л/ч Disel 140 l/h Дизельное 140 л/ч Disel 140 l/h Пропан 140 кг/ч или ШФЛУ 140 кг/ч Propan 140 kg/h or WSLH 140 kg/h Водный раствор нитрата аммония и карбамида 100 кг/ч (по сухому веществу) Water solution (ammony+carbamid) 100 kg/h Природный газ (стационарная котельная, 700 м3/ч расход газа) Natural gas (stacionar boiler), 700 m3/h (gas)

Энергетический поток, МВт Energy flow, MW 0,7 0,12 1,6 0,7 5,0

ненты содержатся в одном жидкостном потоке, подающемся на вход забойного парогазогенератора. Данная инновация является программной разработкой ОАО «РИТЭК» в рамках общей актуальной задачи по разработке запасов вязкой и высоковязкой нефти [4]. На рис. 3 и 4 представлены действующий прототип и забойный парогазогенера-тор, а в таблице - сравнительная характеристика перспективных методов паротепловых обработок скважин. В скважину закачивается однофазный холодный водный раствор окислителя и горючего, нагнетаемый с поверхности по НКТ обычными насосными агрегатами и сжигаемый на забое в камере

сгорания с образованием пара и газообразного азота.

Растворение углекислого газа в нефти дополнительно снижает ее вязкость, а выделившийся азот поддерживает пластовое давление в газонапорном режиме, что увеличивает эффект парогазовой обработки скважин путем комплексного теплового и физико-химического воздействия. Преимущества: минимизированы потери тепла по высоте колонны, одна насосная установка подачи монотоплива. Недостатки: неуправляемый процесс горения монотоплива, низкая теплота его сгорания, взрывоопасность, токсичность, сложность конструкции, требуется

разрешение на применение взрывчатых материалов.

Таким образом, месторождения и залежи высоковязкой нефти, приуроченные к сложнопостроенным по геологическим условиям и подгазовым частям резервуаров углеводородного сырья объективно не могут и не должны вовлекаться в разработку на основе традиционных подходов и, самое главное, директивно установленных планок величин конечных КИН. Только последовательно, по результатам постадийного освоения подгазовых запасов высоковязкой нефти конкретного месторождения можно достичь максимального коэффициента конечной нефтеотдачи.

References:

1. Zheltov Yu.P. Question of Appraisal the Coefficient of Oil Recovery for the Tazovskoe Field. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, 1982, No. 5, P. 31-34. (In Russian)

2. Tavrizov V.E., Obmoryshev K.M. Determination the Transition Oil - Water Zone and Level of the Wateroil Contact at Reservoirs. Geologiya, metody poiskov i razvedki mestorozhdeniy nefti i gaza: otechestvennyi proizvodstvennyi opyt = Geology, Prospecting and Exploration of Oil and Gas: Domestic Production Experience, 1987, No. 8, P. 1-12. (In Russian)

3. Dzhakiev K.T., Tavrizov V.E. Analysis the Reliable Forecast of Some Correlating Parameters and Ratios of the Exploitation Deposits with High Viscosity Oil. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2007, No. 12, P. 30-36. (In Russian)

4. Graifer V.I., Yakimov A.S., SlavkinV.S. Development of the Raw Materials Base of the Oil Production is an Important Component of the Activity of RITEK JSC. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2007, No. 2, P. 10-18. (In Russian)

Литература:

1. Желтов Ю.П. К вопросу оценки коэффициента извлечения нефти Тазовского месторождения // Геология нефти и газа. 1982. № 5. С. 31-34.

2. Тавризов В.Е., Обморышев К.М. Определение переходной зоны и положения водонефтяного контакта в залежах // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: отечественный производственный опыт. 1987. № 8. С. 1-12.

3. Джакиев К.Т., Тавризов В.Е. Анализ достоверности прогнозирования некоторых взаимосвязанных параметров и показателей разработки залежей высоковязкой нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2007. № 12. С. 30-36.

4. Грайфер В.И., Якимов А.С., Славкин B.C. Развитие сырьевой базы нефтедобычи - важнейшая составляющая деятельности ОАО «РИТЭК» // Нефтяное хозяйство. 2007. № 2. С. 10-18.