CC BY
0УДК 62 Мухаметдинов М.М., Волков Ю.В.
Мухаметдинов М.М.
студент, кафедра геологии нефти и газа им. акад, А.А. Трофимука Казанский федеральный университет (г. Казань, Россия)
Научный руководитель: Волков Ю.В.
доцент, кандидат геолого-минералогических наук Казанский федеральный университет (г. Казань, Россия)
ТЕХНИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ
Аннотация: в работе подробно рассмотрены преимущества использования тепловых воздействий на пласт. Предложены и рассмотрены 4 основных варианта внедрения тепловых воздействий. Было проведено сравнение всех вариантов внедрения тепловых воздействий.
Объектом исследования является Любовское месторождение.
Цель работы - изучить и предложить оптимальный вариант внедрения тепловых воздействий.
В процессе работы использовались исследования Любовского месторождения.
Так же, в процессе работы, были получены следующие результаты - тепловые воздействия хорошо показывают свои свойства:
1. В уменьшении вязкости нефтей и битумов.
2. В добыче при небольших абсолютных отметках.
Ключевые слова: тепловое воздействие, бурение, преимущества использования, исследование, анализ, закачка пара, закачка воды, пав.
1842
Введение.
Настоящая работа написана по геолого-геофизическим материалам собранным автором в период прохождения производственной практики в ООО «Татнефть-Самара».
Значительная часть нефти Любовского месторождения обладает большой плотностью и вязкостью, что сильно сказывается на режиме разработки данного месторождения. Долгие годы разработка месторождения шла на естественном режиме.
В ВКР содержится анализ эффективности разработки паротепловым воздействием на пласты Любовского месторождении: выбор оптимального варианта внедрения систем тепловых воздействий, выбор оптимального размера закачки пара/горячей воды по скважинам, анализ и наблюдение за степенью вытеснения нефти из пласта.
В ходе проведения работы были использованы материалы геологического строения Любовского месторождения и годовой геологический отчет ООО «Татнефть-Самара», а также дополнение к технологической схеме разработки ООО «Татнефть-Самара».
Целью выпускной квалификационной работы является изучение и исследование преимуществ использования паротепловых воздействий на пласт, содержащий высоковязкие нефти.
Для того, чтобы достичь цели, необходимо решить следующие задачи:
Изучить виды тепловых воздействий на пласт.
Проанализировать преимущества и недостатки разных тепловых воздействий на пласт.
Выбрать и обосновать один из предложенных вариантов внедрения использования тепловых воздействий на пласт.
Краткий географо-экономический очерк.
Любовское месторождение в административном отношении находится на территории Кошкинского района Самарской области. В 3 км к юго-западу от месторождения проходит асфальтированное шоссе. Ближайшая
1843
железнодорожная станция Подгрузная (близ районного центра села Кошки) расположена в 5 км на юго-восток от месторождения.
На территории Любовского месторождения населённых пунктов нет. К западу от месторождения в 4 км. расположено село Городок, к северо-востоку в 4 км. - село Большая Романовка.
Месторождение открыто в 1989 году, с 2008 года находится в разработке. Последний раз запасы нефти Любовского нефтяного месторождения пересчитывались в 2015 году в оперативном порядке (протокол № 03-18/842-пр от 01.12.2015 г.). Начальные геологические запасы в целом по месторождению на 01.01.2016 г. составляют по категории С1 - 8902 тыс.т , С2 - 7902 тыс.т. Начальные извлекаемые запасы: С1 - 2341 тыс.т. , С2 - 2635 тыс.т.
В состав Любовского месторождения входит три поднятия - Любовское, Талицкое и Верхне-Талицкое. В пределах поднятий выявлено семь залежей нефти, приуроченных к отложениям верейского, башкирско-серпуховского, тульского, бобриковского, турнейского возрастов.
Тип рельефа района - аккумулятивно-структурный, для которого характерны сглаженные увалистые формы, прорезанные поймами небольших речек. Водораздельные пространства имеют абсолютные отметки поверхности в пределах плюс 180-210 м, поверхность поймы рек - плюс 140-160 м.
Рисунок 1.1. Обзорная схема района работ Любовского месторождения.
1844
Стратиграфия и литология.
Турнейский ярус Литологически пласты представлены известняками серыми, тонкозернистыми, пористыми, кавернозными, трещиноватыми.
Визейский ярус (бобриковский горизонт) Литологически пласты представлены кварцевыми песчаниками, тонко и мелкозернистыми, пористыми. Покрышкой для залежи нефти бобриковского горизонта служат алевролито-глинистые породы тульского горизонта толщиной до 17 м.
Тульский горизонт Литологически пласты представлены песчаниками и алевролитами, с прослоями аргиллитов.
Башкирский ярус Литологически пласты представлены известняками серыми, тонкозернистыми, пористыми, кавернозными, трещиноватыми.
Согласно лабораторным исследованиям керна, в скв. 210, 212, 214, 230, 235, 236, разрез представлен известняками в основном мелкокристаллическими, плотными, органогенными, участками пористо-кавернозными (каверны до 2 см длиной), со стилолитовыми швами, с системой мелких трещин. Стилолитовая поверхность часто выполнена серо-зелёным глинистым материалом. Свойства пород-коллекторов в процессе стилолитообразования могут ухудшаться, а у неколлекторов повышаются за счет трещиноватости, возникающей в процессе сжатия, растяжения, движения пород и т.д. Нефтенасыщение отмечается по порам, кавернам и трещинам вдоль плоскостей наслоения и субвертикальных трещин.
Покрышкой для залежи нефти башкирского яруса служат аргиллиты, и плотные глинистые карбонатные породы в подошвенной части верейского горизонта и кровельной части башкирского яруса.
С Верейский горизонт Литологически пласты представлены пористыми проницаемыми известняками.
С терригенными коллекторами связаны залежи нефти в отложениях тульского горизонта и визейского яруса (бобриковского горизонта).
В терригенном разрезе выделение продуктивных пластов по геофизическим данным проводится довольно уверенно методами сопротивлений
1845
и потенциалов собственной поляризации с привлечением данных радиоактивного каротажа, кавернометрии, микрокаротажа.
Терригенные пласты-коллекторы характеризуются отрицательной аномалией СП, наличием проникновения фильтрата промывочной жидкости по кривым БКЗ, превышением показаний потенциал-микрозонда над показаниями градиент-микрозонда при небольших значениях кажущихся сопротивлений (рк), низкими значениями НГК и ГК, уменьшением диаметра скважин, по сравнению с номинальными, из-за наличия глинистой корки (в случае рыхлых пород возможно увеличение диаметра скважин).
При выделении эффективных и эффективных нефтенасыщенных прослоев учитывалось критическое значение Кп, соответствующее границе коллектор-неколлектор.
Характер насыщения пластов-коллекторов оценивался по методам сопротивления (ИК, БК).
Карбонатные отложения.
С карбонатными коллекторами связаны залежи нефти верейского горизонта, башкирского яруса и турнейского яруса.
Выделение пород-коллекторов в карбонатных отложениях и определение характера их насыщения затрудняется сложностью порового пространства пород, изменением коллекторских свойств по площади и по разрезу, глубоким проникновением фильтрата бурового раствора, что затрудняет однозначное определение удельного электрического сопротивления.
Согласно данным литолого-петрографического анализа преобладающим типом карбонатных коллекторов является поровый и трещинно-поровый. Методика выделения таких коллекторов и оценка их эффективных толщин аналогична методике, применяемой для терригенного разреза.
Нефтегазоводоносность.
В состав Любовского месторождения входит три поднятия - Любовское, Верхне-Талицкое и Талицкое. Нефтепродуктивными на месторождении являются карбонатные отложения верейского горизонта, башкирского и
1846
турнейского ярусов и терригенные отложения тульского и бобриковского горизонтов.
На площади месторождения установлено 7 залежей нефти.
В отложениях верейского горизонта нефтенасыщенными являются пласты-коллекторы, индексируемые как А1, А2, А3, в отложениях башкирского яруса - A4 и А5, в отложениях тульского и бобриковского горизонтов - Б0 и Б2, в отложениях кизеловского горизонта турнейского яруса - В1.
Технико-экономическая оценка возможности добычи тяжелой нефти тепловыми методами.
Тепловые (термические) методы воздействия на пласт - это методы воздействия, повышающие нефтеотдачу в несколько раз за счет одновременного наложения эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия. Тепло в нефтепластовой среде оказывает влияние на все её компоненты (твердые, жидкие, газообразные).
Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть.
Несмотря на наличие достаточного количества совершенных технологий термического воздействия на пласты с различными геолого- физическими условиями основной причиной, сдерживающей широкое применение методов повышения нефтеотдачи является высокая себестоимость одной тонны нефти.
Для увеличения охвата продуктивных пластов в нефтепромысловой практике широко используют различные модификации теплового воздействия на пласты: вытеснение нефти паром, закачка горячей воды, внутрипластовое горение.
Наибольшее распространение из числа тепловых методов получил метод паротеплового воздействия. Механизм воздействия пара на продуктивный пласт довольно сложный. При нагнетании пара не только снижается вязкость и ослабляются структурно-механические свойства пластовой нефти, но и происходит термическое расширение нефти, изменяется компонентный состав в
1847
результате крегинга при температуре выше 300-400°С и низких давлениях. Кроме того, снижается поверхностное натяжение, изменяются капиллярное давление, относительная проницаемость, тип смачиваемости коллектора. Закачка пара в продуктивный пласт осуществляется либо площадной, либо циклической закачкой. Циклическое паротепловое воздействие осуществляется в несколько этапов.
На нефтяных промыслах в качестве теплоносителя применяется и горячая
вода.
В настоящее время используются два метода: вытеснение нефти водой при равных температурах (изотермическое) нефти и воды и вытеснение нефти горячей водой.
Как при изотермическом вытеснении нефти водой в пористой среде, так и при различных температурах нефти и воды, влияние температуры на движение фронта и теплообмен заключается:
- в снижении вязкостей и изменении отношения подвижностей нефти и
воды,
- в изменении остаточной нефтенасыщенности и относительной проницаемости,
- в тепловом расширении коллектора и заполняющих его жидкостей.
В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду, не доводя её до температуры кипения, так как при высоких давлениях (например, 25 МПа) энтальпия пара и горячей воды или паропроводящей смеси практически не различается.
Однако эффективность процесса горячего заводнения ниже паротеплового воздействия, так как для вымывания единицы объема нефтеносного пласта необходимый объем воды должен быть вдвое больше, чем объем пор коллектора. Нагнетание горячей воды в основном используется в тех случаях, когда контакте с пресной водой, а также необходимость поддержания
1848
температуры в пласте для предотвращения выпадения из нефти твердых углеводородов.
Закачка теплоносителя в пласт через насосно-компрессорные трубы, не имеющие теплоизоляции, является малоэффективной, особенно для глубокозалегающих пластов, поскольку большая доля тепловой энергии уходит в окружающие ствол скважины горные породы.
В нетеплоизолированных НКТ 89/76 потери тепла составляют от 82 °С до 212 °С при темпах закачки от 2 м3/ч до 10 м3/ч на глубине 1200 м при температуре закачиваемого агента 260 °С.
В теплоизолированных трубах ТТНК 89/48 и ТТНК 89/60 потери тепла на глубине 1200 м составляют от 5 °С до 38 °С при темпах закачки от 2 м3/ч до 10 м3/ч.
При увеличении времени закачки насыщенного пара в теплоизолированных трубах температура на глубине 1200 м в среднем составляет 250 °С, что можно взять для проектирования распределения температуры в пласте.
При использовании в качестве теплоносителя горячей воды температурой 260 °С потери давления составят не более 0,75 МПа в ТТНК 89/60 и 2,4 МПа в ТТНК 89/48 при темпе закачки 10 м3/ч.
При использовании в качестве теплоносителя насыщенный пар температурой 260 °С потери давления значительно вырастут и составят в ТТНК 89/60 0,4 МПа при темпах закачки от 2 т/ч, 1,4 МПа при темпах закачки от 4 т/ч, 2,9 МПа при темпах закачки от 6 т/ч.
Блок-схема рассмотренных прогнозных вариантов для повышения эффективности разработки Любовского месторождения (рисунок 2).
Далее для наиболее эффективных вариантов рассчитаны так называемые «пессимистические» варианты разработки без учета увеличения коэффициента вытеснения нефти.
1849
Рисунок 2. Блок-схема рассмотренных прогнозных вариантов для повышения эффективности разработки Любовского месторождения.
Вариант 1 предусматривает перевод 3 добывающих скважин под закачку пара. За расчётный период планируется добыть 239 тыс. т нефти, ЧДД составит 293 млн руб., проект окупается за 3 года.
Вариант 2 предусматривает перевод 1 добывающей скважины под закачку пара. За расчётный период планируется добыть 191 тыс. т нефти, ЧДД составит 172 млн руб., проект окупается за 3 года.
Вариант 3 предусматривает перевод 3 добывающих скважин под закачку горячей воды. За расчётный период планируется добыть 238 тыс. т нефти, ЧДД составит 575 млн руб., проект окупается за 3 года.
Вариант 4 предусматривает пароциклическое воздействие на 7 скважин. За расчётный период планируется добыть 264 тыс. т нефти, ЧДД составит 282 млн руб., проект окупается за 3 года.
1. В процессе геологического и геофизического изучения района было выдвинуто 4 варианта использования паротепловых воздействий на пласт:
1) Нагнетание пара в 230 скв;
2. Нагнетание пара в 210, 213, 235 скв;
1850
3. Нагнетание горячей воды вместе с ПАВ + ПАА;
4. Внедрение пароциклических скважин.
Рассмотрев геологическую часть по Любовскому месторождению в этой работе, можно сделать заключение, что все вышеперечисленные варианты внедрения систем паротепловых воздействий на месторождении, благоприятно влияют на добычу тяжелых нефтей в пределах месторождения.
Одним из основных методов интенсификации притока нефти к забоям скважин на месторождении является нагнетание горячей воды, вместе с ПАВ + ПАА. В дальнейшем, возможен переход на пароциклические скважины.
Однако, на основании выполненных в работе расчетов сделали выводы о том, что использование внедрения паротепловых воздействий на пласт Любовского месторождения мало эффективно с экономической точки зрения, но все же нельзя полностью отрицать их внедрение, так как добыча нефти значительно увеличивается:
- на 437,24 тыс.т и 119,6% соответственно при использовании технологии пароциклической обработки 7 скв.,
- на 264,7 тыс.т и 72,4 % соответственно при закачке пара в скв. 210, 214, 235 объемом 75 м3/сут в каждую скважину,
- на 171,8 тыс.т и 49 % соответственно при закачке пара в скв. 230 объемом 220 м3/сут,
- на 354 тыс.т и 96,8 % соответственно при закачке горячей воды с добавлением 0,1% ПАВ+0,1% ПАА в скв. 210,214,235 объемом 50 м3/сут в каждую скважину.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Белоусов А.С. Необходимость определения оптимальной температуры подготовки высоковязкой нефти в условиях крайнего севера // Вестник науки №26 (75) том 1. С. 1940 - 1943. 2024 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/15430 (дата обращения: 06.06.2024 г.)
1851
Mukhametdinov M.M., Volkov Yu. V.
Mukhametdinov M.M.
Kazan Federal University (Kazan, Russia)
Scientific advisor: Volkov Yu.V.
Kazan Federal University (Kazan, Russia)
TECHNICAL ASSESSMENT HEAVY MINING OPPORTUNITIES OIL BY THERMAL METHODS
Abstract: the work discusses in detail the advantages of using thermal effects on the formation. 4 main options for introducing thermal effects are proposed and considered. A comparison was made of all options for introducing thermal effects.
Keywords: thermal impact, drilling, benefits of use, research, analysis, steam injection, water injection, surfactant.
1852
