О
применении технологии «холодной» добычи нефти с выносом песка на месторождении
тяжелой нефти «Каражанбас»
Кабдушев
А.А.
Таразский
Государственный Университет им.М.Х.Дулати
Месторождения
Казахстана открыты на полуостровах Мангышлак и Бузачи характеризуются высокой вязкостью. Нефть месторождений
полуострова Бузачи, особенно Каражанбаса и месторождения Северный Бузачи,
характерна высокой вязкостью, большой смолистостью при значительном содержании
сернистых соединений.
Разработка
месторождений с высокой вязкостью очень сложно. Традиционными методами, т. е
методами, которые относятся к первым и вторым
этапам разрабатывать залежь трудно. На месторождении Каражанбас
основными факторами, осложняющими эксплуатацию действующего добывающего фонда
скважин кроме высокой вязкости
являются: высокая обводненность и
большое содержанием механических примесей (песка) в продукции скважин.
Проблема с обводненностью добываемой продукции скважин возникла с начала
разработки месторождения. На начальном этапе разработки ликвидация
водопроявлений осуществлялась путем
закачки вязко-упругих композиций различных составов.
Для
решения проблем высоковязкой нефти и с выносом песка, в настоящее время, для
месторождений с тяжёлой нефтью, разработаны и применяются новые технологии, не
ограничивающие вынос песка на забой скважины (CHOPS – технология «холодной»
добычи тяжелой нефти с добычей песка).
Холодная
добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором
песок специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом.
Рисунок
1. Метод холодной добычи нефти [1].
Он
реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с
применением винтового насоса кавитационного типа. Темп добычи существенно
улучшается по сравнению с традиционным способом первичной разработки не менее
чем на порядок. Коэффициенты отдачи также зачастую выше, обычно в диапазоне
8—15 % от первоначальных геологических запасов (Рисунок 1).
Холодная
добыча стала лучшим выбором для разработки нефтяных месторождений с наиболее
высокой вязкостью на участке в Ллойдминстере. С ее помощью добывается почти
половина вязкой нефти в западной Канаде — порядка 230 000 баррелей в день.
Существует большое количество данных, указывающих на то, что при добыче песка
образуются длинные каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины»), которые
разрастаются из скважины внутрь нефтеносного пласта на расстояния от 200 м и
более (Рисунок 2) [1].
Рисунок
2. Длинные каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины»)
Основным
свойством данного способа является образование и закачивание в червоточины
вспененной нефти, по мере того как они разрастаются внутрь нефтеносного пласта.
«Червоточины» обеспечивают улучшенный доступ к пласту. К числу преимуществ
холодной добычи относится и успех этого способа при использовании на очень
тонких песчаных пластах, в зонах с эффективной мощностью пласта всего 2 м.
Создание способа холодной добычи для промышленного получения вязкой нефти в
Западно- Канадском осадочном бассейне с самого начала имело поддержку промысловиков.
Практический опыт привел к появлению оптимальных принципов эксплуатации,
используемых в самых разнообразных полевых условиях: довольно быстрое
первоначальное снижение давления в пласте (за период от нескольких недель до
нескольких месяцев), после которого сохраняется очень низкое давление в
призабойном пространстве (предпочтительно менее 5 слоев жидкости).
Поскольку
способ холодной добычи зависит от непрерывной подачи песка по всей длине
«червоточины», от ее края до ствола скважины, неудивительно, что эксплуатация
скважин с применением холодного способа не длится долго. Некоторые скважины
эксплуатируются в течение 8—10 лет и более, хотя многие приходится оставлять до
этого срока. Основной причиной невозможности дальнейшей работы является обводнение
(очень высокое содержание воды) из-за попадания воды внутрь пласта. После того,
как вода просочится в сеть «червоточин», она может быстро распространиться в
связанную с ними скважину и затем в другие соседние скважины с общим
сообщением. Вторая причина невозможности эксплуатации заключается в отсутствии
притока жидкости, часто по причине закупоривания вблизи от скважины или дальше
в сети «червоточин» и (или) недостаточности вытеснения.
Ключевые
параметры нефтеносного слоя, которые, по всей видимости, необходимы для
успешного применения технологии холодной добычи
на нефтеносных пластах в
западной части Канады, включают следующее: неслежавшиеся, чистые пески (с очень
низким содержанием мелких фракций); минимальная вязкость нефти; подвижность
нефти; и минимальное начальное газосодержание нефти. Такие условия можно
встретить на нефтяных пластах за пределами Канады (например, на Аляске, в
Албании, Калифорнии, Колумбии, Казахстане, Кувейте, Омане, России, Венесуэле)
[1].
Метод добычи высоковязкой нефти с выносом пластового
песка применяется на месторождении Каражанбас с 2000 года. И промысловые данные
показывают, что каражанбасские скважины при данном методе продуктивнее, чем
канадские из-за меньшей вязкости нефти.
Дебит песка, 0,2-0,3% добываемой жидкости, меньше на
типичных канадских месторождениях. Такие объемы песка легко обрабатываются при
стандартных режимах работы глубинных насосов.
Промысловые данные со скважин месторождения Каражанбас так же
свидетельствуют об увеличении продуктивности скважин при применении метода
добычи с выносом пластового песка в 3-6 раз по сравнению с показателями при
применении методов ограничивающих вынос пластового песка, что говорит о
значимости режима выноса пластового песка
Вынос пластового песка – это необходимый и выгодный аспект при добыче
высоковязкой каражанбасской нефти [2-4].
В течение 12-18 месяцев достигается уровень общей
добычи 30.000 т., и скважины продолжают работать с хорошими дебитами по
прошествии 18-30 месяцев. Обводненность
остается на приемлемом уровне, и приток воды не препятствует экономически
выгодной добыче нефти. На рисунке 3
приведены динамика показателей скважины
№2719 до и после применения метода добычи тяжелой нефти с выносом песка.
Метод добычи тяжелой нефти с выносом пластового песка
позволяет избежать расходов связанных с производством пара, и предоставляет
возможность разрабатывать тонкие нефтенасыщенные пласты, которые иначе
невозможно было бы эксплуатировать какими-либо термическими или традиционными
методами добычи [5].
Основываясь на изучении опыта применения данного
метода на месторождениях аналогах и промысловых данных месторождения
Каражанбас, ожидается, что дальнейшее использование метода добычи с выносом
пластового песка позволит достичь коэффициента нефтеотдачи свыше 25%. В более
мощных пластах поэтапное введение других технологий повысит коэффициента
нефтеотдачи до более чем 40% к завершающей стадии разработки [2-4].
Динамика
показателей скважины №2719 до применения метода добычи тяжелой нефти с выносом
песка
Динамика показателей скважины №2719
после применения метода добычи тяжелой нефти с выносом песка
Месторождение Каражанбас обладает многими
характеристиками, благоприятными для применения метода «холодной» добычи с
песком. Например, неглубокое залегание нефтенасыщенных пластов, состоящих
главным образом из песчаника с большой пористостью, и резервуар содержит
тяжелую нефть с растворенным СН4. Отсутствуют активные подошвенные
воды, продуктивные зоны гомогенны в целесообразной степени, нефтенасыщенность
высокая, и отсутсвуют мобильные полоски воды.
Такой метод сопряжен с добычей большого количества
песка из слабосцементированного коллектора, что в свою очередь приводит к
существенному увеличению объема добычи нефти. Если при обычном режиме дебит
составляет 2 - 5 тонн в сутки, то за счет применения холодного метода эта цифра
может легко увеличиться до 10 – 15 тонн в сутки. Напротив, обычные методы
первичного извлечения нефти (низкий дебит жидкости, высокий динамический
уровень и установка насоса выше интервала перфорации) не вызывают высокого
извлечения песка и поддерживают эксплуатационные затраты на небольшом уровне,
хотя в то же время не позволяют многим скважинам работать с максимально
возможными для них дебитами [5].
Промысловые
наблюдения на месторождении Каражанбас свидетельствуют о том, что эксплуатация
скважин с использованием винтовых насосов позволяет создавать значительные
депрессии и получать высокие дебиты нефти, на поверхность извлекается
газожидкостная смесь с песком. На месторождении Каражанбас с целью определения
эффективности технологии «холодной» добычи тяжёлой нефти предлагается увеличить
объем исследований скважин (МУО). В условиях Рзаб<Рнас
установлено, что продуктивность добывающих скважин не снижается и возможна эксплуатация
добывающих скважин при снижении забойного давлении ниже давления насыщения
нефти газом.
Литература
1.
http://www.rogtec.com.
Журнал Рогтек. 68-74 стр
2.
Анализ разработки месторождения Каражанбас. Миннибаева С.Б., Чеботарев С.Ю. и др. Отчет ТОО
«Каспиан энерджи ресерч» по договору 006/03, Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2003.
об.стр. -220
3.
Проект
разработки месторождения Каражанбас. Миннибаева С.Б., Чеботарев С.Ю. и др.
Отчет «НИПИнефтегаз» по договору 50/00, Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2001.
об.стр. -440
4.
Повышение
эффективности процесса регулирования разработки нефтяных месторождений.
Айткулов А.У. М.: ВНИИОЭНГ, 2000 г. об. – 273 стр.
5. CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand) Development Strategy for the
Karazhanbasmunai Joint Venture, Aktau Province, Kazakhstan, Maurice B.
Dusseault, University of Waterloo Ph.D.,
P.Eng. Prepared for Karazhanbasmunai Joint Venture October 2003 page vol.- 422 p.