Ярегское месторождение тяжёлой нефти. Инженерные решения

Зависимость снижения температуры  пара от глубины скважины. Эти потери зависят от продолжительности процесса тепловой обработки, коэффициентов теплопроводности продуктивного пласта и характеристик его пород (прежде всего, их теплопроводности и трещиноватости), а также от мощности обрабатываемого продуктивного пласта.

Теоретические расчеты показывают, что потери тепла в большой  степени зависят от мощности продуктивного  пласта. Если, например, мощность пласта равна 120 м, то потери тепла при нагнетании горячего агента в течение 10 лет составят всего 20%, а если же мощность пласта равна 3 м, то эти потери составят уже 90%. Причем, тепловые потери находятся в прямой зависимости от разности температур теплоносителя и окружающих горных пород, а также от теплопроводности последних и процессов теплоинжекции.  Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счёт сосредоточения в продуктивном нефтесодержащем пласте основных технологических процессов, включающих использование плотных сеток размещения нагнетательных и добывающих (горизонтальных, пологонаклонных и восстающих) скважин большой (до 300 м) протяженности, а также за счёт закачки теплоносителя способного размягчать (переводить в текучее состояние) высоковязкую нефть. Зависимость эффективности шахтно-скважинной системы разработки от вязкости нефти. В 1968 г. на Ярегском месторождении начались опытно-промышленные работы по тепловому воздействию на продуктивный нефтесодержащий пласт в условиях шахтной разработки месторождения. Первоначально во все нагнетательные скважины непрерывно производят площадное нагнетание пара с давлением 0,2-0,3 МПа, а затем темп закачки снижают с переходом на циклическую закачку пара в отдельные группы скважин. Кроме этого, на поздней стадии разработки в нефтесодержащий пласт нагнетают попутно добываемую воду. Термошахтная разработка реализуется на Ярегском нефтяном месторождении в виде нескольких систем: одногоризонтной, двухгоризонтной, двухъярусной, с оконтуривающими нагнетательными выработками, панельной. Все они отличаются друг от друга расположением подземных добывающих и нагнетательных скважин относительно пласта. Объем закачки пара при термошахтной системе разработки месторождений высоковязкой нефти равен 0,5-0,8 объема порового пространства продуктивного нефтесодержащего пласта. Перепад рабочего давления между нагнетательными и добывающими скважинами, капиллярная пропитка, а также имеющееся расширение рабочего флюида и сила гравитации способствуют вытеснению размягченной нефти из продуктивного пласта в трещины, а из трещин в добывающие скважины к эксплуатационной галерее, расположенной в нижней части нефтесодержащего пласта.  Причем пар закачивается через рабочие скважины надпластового горизонта, а нефть отбирается через пологовосходящие скважины, пробуренные под разными углами к горизонту из галереи, расположенной в нижнем части продуктивного нефтесодержащего пласта. Кроме этого, эта технология позволяет поднять давление закачиваемого пара до 1,6 МПа, что соответствует температуре насыщенного водяного пара равной 200оС. Выше температуру закачиваемого пара поднимать нельзя, так как тогда начинается возгонка нефти Ярегского месторождения в продуктивном нефтесодержащем пласте, что недопустимо для условий шахтной разработки. Коэффициент нефтеизвлечения по отработанным площадям достиг в среднем 53,2% , а по отдельным участкам превысил 70% (при паронефтяном отношении равном 2,7 т/т).

Однако, термошахтный способ добычи высоковязкой нефти имеет следующие недостатки: большой объем горнопроходческих  и буровых работ, значительные затраты на поддержание и вентиляцию горных выработок, большие потери тепла на нагревание вмещающих горных пород и рудничной атмосферы (приводящие к снижению эффективности процесса и нарушению теплового режима в горных выработках), сложность контроля и регулирования процесса добычи высоковязкой нефти из-за большого числа необходимых скважин. Поэтому в дальнейшем был разработан инновационный метод электротермодобычи высоковязких нефтей. Сущность данной технологии заключается в том, что разогрев массива коллектора (содержащего высоковязкую нефть) осуществляется пропусканием через него электрического тока, используя его в качестве активного сопротивления . При этом выделяется тепло, разогревающее коллектор и размягчающее высоковязкую нефть. Штреки проходятся от уклонов вниз по падению через 50 м, при этом из двух оконтуривающих штреков верхний по падению является условно «нагнетательным», т.е. из него бурятся нагнетательные скважины, а нижний по падению условно «добычной», т.к. из него бурятся добычные скважины. Эти скважины обсаживаются перфорированными металлическими трубами, являющиеся одновременно и электродами, посредством которых в объеме блоков создается электрическое поле.  Конкретное количество нагнетательных и добычных скважин определяется из соображения достижения максимально возможной и рациональной равномерности электрического поля в массиве обрабатываемого блока. Протекающий между скважинами-электродами электрический ток разогревает коллектор блока, после чего разогретая и размягченная нефть вытекает из блока (либо под действием гравитационных сил, либо путем вытеснения специально нагнетаемым агентом). При этом линии электрического тока замыкаются, как правило, через повышенную пористость, выделяя максимальное количество джоулева тепла именно в нужном объеме нефтесодержащего коллектора. Причем, варьируя изоляцией обсадных колонн-электродов можно создавать любые желательные конфигурации электрического поля.

Месторождения высоковязких нефтей и битумов Тимано-Печорской провинции и перспективы их освоения с использованием современных комплексных технологий

На территории Тимано-Печорской  провинции (ТПП) высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ) пользуются широким площадным распространением и местами образуют значительные по запасам скопления. Крупные залежи ВВН и ПБ известны на Южном Тиммане, в Печоро-Колвинском авлакогене, в Варандей-Адзьвинской структурной зоне и на поднятии Чернова. Более мелкие залежи выявлены в большинстве других районов.

По величине запасов преобладают  ВВН. Полужидкие и твердые скопления углеводородов, составляющие меньшую часть разведанных запасов, представлены различными классами битумов от мальт до антраксалитов. Преобладающий тип таких скоплений — твердые битумы

(асфальты и асфальтиты).

Разведанные ВВН и ПБ образуют в  ТПП разнообразные типы залежей и скоплений в отложениях широкого стратиграфического диапазона (от триаса до силура) и породахколлекторах различного типа. Все выявленные скопления ВВН и ПБ характеризуются резким изменением таких важнейших параметров залежей, как нефтенасыщенность и битумосодержание, эффективная толщина коллекторов, пористость и проницаемость нефтенасыщенных пород, морфология и глубина залегания продуктивных горизонтов.

В ТПП разведанные геологические  запасы ВВН и ПБ составляют миллиарды  тонн, однако колоссальный потенциал этих природных ресурсов до настоящего времени используется достаточно слабо. Это связано с аномальными свойствами ВВН, которые создают сложные проблемы при разработке, транспортировке и переработке этих углеводородов.

Наиболее эффективной технологией извлечения ВВН и ПБ является тепловое воздействие на пласт. Для добычи ВВН и ПБ как в России, так и за рубежом широко применяются пароциклические обработки скважин (ПЦО), площадная закачка пара и внутрипластовое горение.

В последнее время широкое распространение (особенно в Канаде) получило также термогравитационное дренирование пласта и холодная, нетермическая добыча нефти. В России тепловые методы в промышленных масштабах применяются в основном на двух крупных месторождениях — Ярегском и Усинском, расположенных в ТПП. На этих месторождениях за счет тепловых методов ежегодно добывается более 1 млн. т ВВН, а всего здесь добыто около 30 млн. т термической нефти. На этих уникальных месторождениях время в разное время испытывались различные технологии добычи ВВН, многие из которых применяются в про-

мышленном масштабе и сегодня.

Длительный опыт разработки Ярегского  и Усинского месторождений ВВН  показал, что практически все варианты теплового воздействия на пласт имеют определенные ограничения. Например, в сложных карбонатных коллекторах (порово-каверново-трещинного типа), с которыми связана пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения, при площадной закачке пара не удается получить приемлемые технико-экономические показатели разработки из-за преждевременных прорывов теплоносителя по высокопроницаемым каналам: трещинам, кавернам и карстовым полостям. На длительно разрабатываемых шахтным способом участках Ярегского месторождения, ранее отработанных на естественном режиме, также неэффективно применение технологий, основанных на закачке в пласт теплоносителя высоких параметров, из-за неконтролируемых прорывов пара в старые скважины и горные выработки.

Одним из главных направлений освоения залежей ВВН и ПБ в настоящее  время является разработка и  внедрение комбинированных технологий воздействия на продуктивные пласты, включающих тепловые и другие физико-химические методы. Однако эффективное применение таких комбинированных технологий не возможно без комплексного системного изучения всех геолого-промысловых параметров разрабатываемых объектов. В результате комплексного воздействия на залежи ВВН и ПБ и системного подхода к процессу разработке можно получить синергетический эффект, если сложная иерархическая система продуктивного пласта будет грамотно сопряжена с системой комбинированного воздействия. В качестве комплексных технологий воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей ВВН и ПБ в настоящее время рассматриваются следующие: комбинирование теплового воздействия и закачки химических реагентов (полимеров, ПАВ, щелочей, термогелей и пр.) с поверхности; комбинирование теплового воздействия с внутрипластовой генерацией различных реагентов, увеличивающих вытеснение и охват; сочетание теплового воздействия и закачки в пласт растворителей; комбинирование теплового и волнового воздействия; совместная закачка в пласт теплоносителей и различных газов; термогазовое воздействие, основанное на внутрипластовой генерации газа за счет низкотемпературного окисления нефти и др.

Для увеличения охвата пласта при паротепловом воздействии в Институте химии нефти СО РАН в последние годы были созданы и предложены к практическому применению термотропные неорганические и полимерные гелеобразующие составы, позволяющие генерировать гели непосредственно в пласте. Эти составы применяются в широком интервале температур, они приемлемы для низкопроницаемых коллекторов, могут закачиваться без предварительного растворения путем дозирования непосредственно в водовод, вполне применимы в зимних условиях. В настоящее время такие композиции применяются в промышленном масштабе на пермо-карбоновой залежи ВВН Усинского месторождения. Здесь на участках теплового воздействия с площадной закачкой пара в нагнетательные скважины для

увеличения нефтеотдачи пласта осуществляется периодическая закачка гелеобразующего со

става ГАЛКА и нефтевытесняющей композиции НИНКА, разработанных в  ИХН СО РАН.

Для повышения эффективности ПЦО  и снижения обводненности скважин  на Усинском месторождении также  используется композиция ГАЛКА.

В последнее время резко повысился интерес к комплексному использованию теплового и волнового воздействия. Установлено, что процесс передачи тепла значительно интенсифицируется, если совместить тепловую обработку пласта с волновой, например, ультразвуковой.

Воздействие на пласт волновыми полями также может увеличить нефтеотдачу за счет интенсификации режимов растворенного газа, капиллярной пропитки и гравитационной сегрегации газа и нефти. Учитывая длительный опыт разработки Ярегского месторождения термошахтным способом, который показал, что основную роль при разработке этого уникального объекта играет теплопроводный прогрев через систему тектонических нарушений и трещин, среднее расстояние между которыми составляет около 20 м, в СПГГИ был разработан способ волновых обработок продуктивных пластов с трещинным типом коллектора.

Трещиноватый нефтяной пласт Ярегского  месторождения представляет собой  сложную систему матричных пористых блоков и открытых трещин различного масштаба. Наиболее эффективной волновая обработка будет при совпадении размеров характерных блоков L с длиной волны излучаемых колебаний λ, так как в этом случае будет происходить резонансное увеличение амплитуды колебаний горной породы-коллектора. С учетом того, что нефтяной пласт являет собой систему блоков различного масштаба, необходимо определить отдельные характерные (преобладающие) размеры блоков от микро- до макромасштаба, т.е. от размеров зерен породы и разделенных микротрещинами частиц до размеров крупных отдельностей горных пород. Изучая данные о линейных размерах отдельных блоков, полученную информацию можно представить в виде гистограммы размеров блоков продуктивного пласта, из которой можно выделить локальные максимумы, которые и составят дискретный ряд характерных линейных размеров блоков продуктивного пласта. Для каждого значения ряда линейных размеров блоков Li рассчитывается резонансная частота колебаний νi из уравнения:

v i = Li/ c,

где с — скорость распространения  упругих волн в породе нефтяного  пласта.

Таким образом, имеем ряд частот. Волновую обработку нефтяной залежи предлагается проводить в несколько этапов, последовательно, волнами частот, значения которых равны значениям рассчитанных величин из полученного ряда значений.

Характерные размеры отдельных  разностей L продуктивного пласта предлагается определять как среднегеометрическое из максимального Lmax и минимального Lmin его видимых размеров (М.А. Садовский, Л.Г. Болховитинов, В.Ф. Писаренко. Деформирование геофизической среды и геофизический процесс. М.: Наука, 1987):

Данный способ определения ряда частот для серии последовательных волновых обработок может найти широкое применение в условиях Ярегского нефтяного месторождения, единственного в России, разрабатываемого шахтным способом, применение которого позволило с высокой точностью, преимущественно визуально, изучить количественно систему