CC BY
34
УДК 622.276.52
Алсынбаев Г.Т.
магистрант 2-го курса УГНТУ, РФ,Уфа
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕИ
Аннотация
В статье представлен обзор традиционных и нетрадиционных углеводородов, классификация и характеристика тяжелых нефтей. Методы разработки залежей тяжелых углеводородов.
Ключевые слова:
высоковязкие нефти и природные битумы, методы разработки залежей тяжелой нефти,
горизонтальная скважина.
Традиционные источники углеводородов, такие как нефть и газ являются исчерпаемыми. Разрабатывая данные месторождения, мы сокращаем их резервы в недрах земли. Соответственно, со временем падает добыча нефти. По различным оценкам, спрогнозировано, что примерно через два десятилетия нефтедобыча снизиться в два раза. Для того чтобы уравновесить растущий спрос потребителей и добычу углеводородов, требуется скомпенсировать сокращение нефтедобычи традиционных углеводородов.
На сегодняшний день существует несколько методов:
1) Повысить коэффициент извлечения нефти. Например, осваивать новые регионы залежей такие как арктический шельф.
2) Уже прошло то время, когда месторождения фонтанировали. Теперь приходится осваивать нетрадиционные запасы: тяжелые нефти, природные битумы, пески, горючие сланцы.
В России большую часть запасов составляют трудноизвлекаемые нефти (около 55%), в частности вязкие нефти (ВН), к которой принято относить нефть с динамической вязкостью 30 мПа с или с кинематической вязкостью 35 мм2/с и выше (Таблица 1) [1]. Мировые запасы ВН значительно превышают запасы нефти малой и средней вязкости и составляют по оценкам специалистов около 1 трлн. т., что более чем в 5 раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Наиболее крупные запасы вязкой нефти находятся в Канаде, Венесуэле, России, Мексике, США, Кувейте и Китае. Значительными запасами ВН обладает Россия - около 6,2 млрд. т. Так, в Тюменской области (ЗападноСибирский нефтегазоносный бассейн) расположено остаточных балансовых запасов вязкой нефти категории А+В+С1 около 2,3 млрд. т, что составляет 37, 3 % запасов ВН России. В Волго-Уральском регионе доля от запасов вязкой нефти России составляет 34,1 %, в Тимано-Печорском - 22,4 %. В совокупности эти три региона обладают более 93 % запасов ВН России. В Татарстане сосредоточено - 32,5 % ВН (Рисунок 1) [1].
Рисунок 1 - Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России
Согласно налоговому кодексу РФ, с введением дифференцированного налогообложения на добычу полезных ископаемых (НДПИ), предложена следующая классификация:
- к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 0,2 Пас и до 10 Пас;
- к сверхвысоковязким (СВН) - нефти с вязкостью в пластовых условиях свыше 10 Пас. В таблице 1 представлена международная классификация по вязкости и плотности.
Таблица 1
Международная классификация по вязкости и плотности
Класс Нефть (вязкость <10 Па-с) Битумы (вязкость >10 Па-с)
обычная средняя полу-тяжелая тяжелая экстра-тяжелая
Плотность, кг/м3 < 904 904-934 934-966 966-1000 >1000 >1000
Содержание асфальтенов, мас. % - - 2-7 6-15 7-27 -
В таблице 2 представлены характеристики тяжелых нефтей и битумов различных месторождений. Таблица 2 Характеристики тяжелых нефтей и битумов различных месторождений
Показатель качества Тиахуана Боскан Атабаска (Канада) Сан-Мигель (США) Тишрин (Сирия) Горское (Россия)
(Венесуэла)
Плотность, кг/м Вязкость, Па с 985 5 1000 1010 5000 1090 20000 980 3 1010 1000
Содержание: S, мас.% асфальтенов, мас.% V, мг/кг Ni, мг/кг 2,7 6 300 40 5,2 14 1200 150 4,0 18 250 100 10,0 37 85 25 5,1 18 230 70 5,5 19 470 45
Плотность нефти существенно влияет на выбор способа добычи. Проведём небольшой обзор современных способов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов:
Низкотемпературная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS). Сущность метода том, что добыча углеводородов ведется совместно с песком за счет разрушения слабосцементированной горной породы содержащей углеводороды, а также формирование в пласте необходимой среды для течения нефти вместе с песком. Образуемые длинные каналы при добыче песка, имеют высокую проницаемость. Данный метод имеет коэффициент нефтеотдачи 10%, высокую обводненность скважин, высокий газовый фактор, но в то же время не требует огромных затрат на обустройство.
Добыча нефти при помощи паров (VAPEX). В процессе участвуют пара горизонтальных скважин, пробуренные в одном нефтяном пласте. В режиме гравитационного дренажа в вышележащею скважину производится закачка растворителя, например состоящий из этана и других углеводородов. Нижележащая скважина является добывающей. В результате процесса диффузии в верхней скважине, происходит разжижение нефти и под действием гравитационных сил стекает к нижней скважине. Коэффициент извлечения нефти составляет 60%, но темпы разработки залежи невысокие.
Дренирование пласта в гравитационном режиме с закачкой пара (SAGD). Данный метод является самым эффективным в мире на сегодняшний день при разработке месторождений тяжелых нефтей. Потери тепла практически минимальны, разработка ведется непрерывно. Но есть и проблемы: требуется источник большого объема воды, а также высокая стоимость парогенерации. Технология требует бурения двух
~ 15 ~
параллельных горизонтальных скважин (добывающей и нагнетающей) в одном и том же нефтеносном пласте. В нагнетающей скважине создаются условия для паровой камеры за счет нагнетания пара. Производится процесс предподогрева, занимающей по времени несколько месяцев. В данной стадии происходит циркуляция пара в добывающей и нагнетающей скважине. В результате устанавливается гидродинамическая связь между двумя скважинами и снижается вязкость нефти в данной зоне в силу кондуктивного переноса тепла. На следующей стадии закачивается пар в нагнетающую скважину и в силу разности плотностей, поднимается в продуктивный пласт тем самым увеличивая в размерах паровую камеру. Процесс теплообмена возникает между паровой камерой и холодными нефтенасыщенными толщинами. Пар конденсируется и совместно с разогретой нефтью за счет гравитации уходят вниз к добывающей скважине [2].
Начало разработки Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти (битум) производилось бурением горизонтальных скважин с буровой установки БУ-75. Из-за малой глубины залегания продуктивных пластов (около 100 м от земной поверхности) бурение скважин осложнялось рядом технических ограничений буровых установок с вертикальной мачтой (затруднение прохождения компоновок бурильного инструмента, обсадных колонн, скважинного оборудования в ствол скважины и др.). Принято решение о дальнейшей разработке месторождения с буровой установки Кгетсо-2000М (рисунок 2) с наклонной мачтой, что позволило решить перечисленные проблемы и оптимизировать профиль ствола скважины.
Рисунок 2 - Буровая установка Кгешсо-2000М с наклонной мачтой
Кондуктор, составленный из обсадных труб диаметром 324 мм с резьбовым соединением ОТТМ по ГОСТ 632-80, предназначен для изоляции зоны поглощения в интервале 16 - 35 м (байтуганский горизонт) и служит опорой для эксплуатационной колонны. Цементируется кондуктор прямым способом с применением термостойкого цемента. Эксплуатационная колонна, составленная из обсадных труб диаметром 245 мм с резьбовым соединением премиум класса, предназначена для разобщения продуктивного пласта от вышележащих пластов. Башмак эксплуатационной колонны устанавливается в продуктивном пласте на участке ствола со стабилизацией зенитного угла 900. Цементируется эксплуатационная колонна (рисунок 3) по всей длине с применением термостойкого цемента с вращением эксплуатационной колонны во время цементирования [3].
Рисунок 3 - Конструкция скважины, предназначенной для бурения с применением наклонной буровой установки
2410-6070 ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА №10 / 2019
Обсадный хвостовик диаметром 168 мм, оснащенный противопесочным проволочным фильтром со щелями 0,15 мм (рисунок 4), предназначен для предотвращения выноса песка при добыче и для нагнетания пара по всей длине горизонтального ствола. Обсадный хвостовик устанавливается на всю длину горизонтального ствола без цементирования. Разъединительное устройство [4] для установки хвостовика в скважину устанавливается на 5 м выше 91 башмака эксплуатационной колонны. Конструкция подвески позволяет проводить спуск обсадного хвостовика в скважину с одновременным вращением. Подвеска оснащена узлом герметизации [5] для предотвращения выноса песка в скважину из заколонного пространства обсадного хвостовика. Подвеска с герметизатором, при термоудлинении обсадного хвостовика, свободно скользит по эксплуатационной колонне, предотвращая механические напряжения в обсадном хвостовике [3].
Рисунок 4 - Противопесочный фильтр
Список использованной литературы:
1 Ященко И.Г. О роли трудноизвлекаемых нефтей как источнике углеводородов в будущем на основе информационно-вычислительной системы по нефтехимической геологии Музея нефтей ИХН СО РАН // Материалы международной научно-практической конференции "Культурное наследие и информационные технологии на постсоветском пространстве АДИТ-15", 10-14 мая 2011 г., г. Минск / Институт культуры Беларуси; под ред. И.Б. Лаптенок. - Минск: Белпринт, 2011. - С. 39 - 41.
2 Николин И. В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России. 2007. № 2. С. 31-34
3 Ахмадишин Ф.Ф. Строительство скважин с горизонтальным окончанием на малые глубины для добычи высоковязкой нефти и природных битумов методом парогравитационного дренажа: дис. ... канд. техн. наук. Бугульма: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, 2016. 111 с.
4 Патент РФ № 2420651 Разъединительное устройство для установки хвостовика в скважине [Текст] / Зубарев В.И., Ахмадишин Ф.Ф., Куринов А.И., Рахманов Р.Н., Хазиев Р.Ф., Киршин А.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №2010105108/03; заявл. 12.02.2010; опубл. 10.06.2011, Бюл.№16.
5 Патент РФ №2397309 Узел герметизации хвостовика в горизонтальной скважине [Текст] / Ахмадишин Ф.Ф., Рахманов Р.Н., Киршин А.В., Багнюк С.Л., Куринов А.И.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №2009135783/03; заявл. 25.09.2009; опубл. 20.08.2010, Бюл.№23.
© Алсынбаев Г.Т., 2019
