1 стр. из 1

Опытно-промышленные работы по отработке методов извлечения природных битумов (ПБ) в Татарстане были начаты в 1978 г. Они проводились на Сугушлинском, Горском, Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях. Полигоном скважинной добычи ПБ стали два из них: Мордово-Кармальское и Ашальчинское.

Основные характеристики месторождений следующие: коллектор-песчаник слабо­сцементированный со средней проницаемостью 0,5 мкм, пористостью до 30,5%; глубина залегания продуктивного пласта порядка 100 м; толщина пласта до 16 м; битумонасыщенность до 12 мас. % с понижением ее к подошве пласта; пластовая температура 7,5–8 °С; давление 0,4 МПа; вязкость битума до 15 тыс. мПа·с; плотность 960–980 кг/м; наличие в теле залежи водоносных пропластков и свободной воды в поровом пространстве, битумонасыщенные пласты подстилаются водоносными; практически отсутствует газ.
С 1986 г. научно-техническое сопровождение опытно-промышленных работ на битумных месторождениях ведет Региональный научно-технологический центр Урало-Поволжья — филиал ОАО «ВНИИнефть» (РНТЦ ОАО «ВНИИнефть»).

Разработаны и опробованы технологии:
 -  отбора керна в рыхлых битумоносных песчаниках специально созданным керноотборником, освоения битумных скважин;
 -  инициирования внутрипластового горения термогазовым генератором, высокочастотным электромагнитным полем, с помощью пара, электронагревательной установкой;
 -  термоциклического воздействия на битумонасыщенный пласт воздухом, паром и парогазом, площадной закачки пара, парогаза и воздуха, изменения фильтрационных потоков, извлечения ПБ методом низкотемпературного окисления и др.;
 -  горизонтальные технологии.
 
Для реализации вышеперечисленных технологий разработаны технические средства и методы контроля.
Остановимся более подробно на некоторых перспективных технологиях извлечения, которые, на наш взгляд, могут быть использованы в дальнейшем при промышленной эксплуатации битумных месторождений.

При малых глубинах и высокой вязкости продукции нагнетание теплоносителя в больших объемах невозможно из-за прорыва теплоносителя в водоносную часть. Поэтому в начале процесса было предложено циклическое воздействие на пласт.

Технология термоциклического воздействия на битумонасыщенные пласты паром (парогазом) предусматривает:
 -  закачку определенного количества пара (парогаза) в пласт по колонне НКТ с одновременной закачкой воздуха по межтрубному пространству;
 -  остановку скважины на выдержку для термокапиллярной пропитки и отбор продукции с помощью насосной установки, позволяющей проводить закачку теплоносителя без извлечения ее из скважины.
 
Технология парогазотеплового воздействия осуществима при циклическом и площадном воздействии на битумный пласт. При парогазотепловом воздействии на пласт, кроме тепловой энергии, вводится и неконденсирующаяся газовая составляющая, которая увеличивает упругую энергию пласта.

Отметим некоторые объективные факторы, не позволяющие с помощью наработанных технологий и технических средств достичь приемлемых результатов добычи природных битумов через вертикальные скважины. Это малые глубины залегания продуктивного пласта и наличие большого количества воды в подошвенной части, что ограничивает давление и темпы закачки теплоносителя, необходимые для преодоления большого вязкостного трения насыщающей продуктивный пласт продукции из-за опасности гидроразрыва пласта и ухода теплоносителя в непродуктивную водоносную часть пласта. Небольшие толщины продуктивного пласта ограничивают площадь фильтрации пара в пласт. При низком давлении закачки пара невозможно добиться интенсивного внесения тепла в продуктивный пласт.

Вышеуказанные факторы удлиняют процесс прогрева пласта и снижения, тем самым вязкости битума в пластовых условиях и создания гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, что при небольшой площади фильтрации битума в добывающей скважине при малых толщинах продуктивного пласта и низких пластовых давлениях ограничивает интенсивность притока пластовой продукции в ствол скважины и снижает их дебит.

Проблема повышения эффективности дальнейшей разработки месторождений природных битумов является актуальной и может быть решена за счет внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых запасов природных битумов, одним из важнейших элементов которой является использование горизонтальных скважин.

Применение технологии эксплуатации горизонтальных скважин при разработке битумных месторождений с пароциклическим воздействием на пласт позволяет создавать гидродинамическую связь между скважинами и управлять фильтрационными потоками при разработке месторождений природного битума. Цели:
1) увеличение площади дренирования в интервале продуктивного пласта, что обеспечивает ускоренный прогрев прискважинной зоны с наименьшими энергетическими затратами или увеличение отбора пластовой жидкости;
2) вовлечение в разработку застойных зон и запасов, ранее неизвлекаемых по причине нахождения в санитарно-защитных зонах населенных пунктов и водоохранных зонах водоемов, родников и колодцев;
3) обеспечение системы разработки месторождения с использованием меньшего количества скважин и т.д.

Для бурения горизонтальных скважин с поверхности ограничивающим фактором является малая глубина залегания продуктивных пластов, что затрудняет набор кривизны ствола скважины до входа в пласт. Применение горизонтальных скважин имеет свои особенности и по технологии воздействия на пласт. Тепловое воздействие через горизонтальные скважины для месторождений ПБ также является новым.

Разработаны геологические критерии бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин на неглубоко залегающие пласты:
 -  глубина залегания битумонасыщенного пласта должна обеспечить возможность набора кривизны ствола скважины;
 -  отсутствие сильной трещиноватости, глинистости, карбонатности битумонасыщенных пластов;
 -  отсутствие сильной вертикальной анизотропии пластов по проницаемости (отсутствие слабопроницаемых линз и прослоев).
 
Для разработки месторождений ПБ нами предложены следующие схемы разработки месторождений ПБ горизонтальными технологиями:
 -  с использованием двух горизонтальных стволов, расположенных параллельно друг другу по напластованию. Схема реализована на Мордово-Кармальском месторождении ПБ и SAGD;
 -  горизонтальные скважины со сквозным стволом, при этом один ствол может быть использован в качестве нагнетательной, а другой — добывающей скважины. Патент №2211318 от 21.11.2000 г.;
 -  создание сети горизонтальных скважин, пробуренных с одного вертикального ствола или кустовым бурением в радиальных направлениях. Патент № 2211318 от 21.11.2000 г.
 
Для всех трех схем созданы математические модели.
В 1999 г. впервые в России для проведения ОПР по добыче битума с применением технологии гравитационного дренирования с закачкой пара на северном куполе Мордово-Кармальского месторождения ПБ пробурены две горизонтальные скважины 131а и 131в. В начале была пробурена добывающая горизонтальная скважина 131а, затем на расстоянии от 2 до 4 м над горизонтальным стволом этой скважины пробурен горизонтальный ствол нагнетательной скважины 131в. Профили скважин трехинтервальные, состоящие из участков (вертикальный — длиной 12 м; интервал набора кривизны до 90° с радиусом 75–80 м длиной соответственно 128 и 158 м (интенсивность набора кривизны около 8° на 10 м); горизонтальный — в интервале продуктивного пласта длиной соответственно 100 м и 70 м). Горизонтальные стволы расположены по отношению друг к другу параллельно с небольшим смещением по горизонтали. Наибольшее расстояние между горизонтальными стволами скважин — 8 м. Скважина 131a пробурена ближе к подошве продуктивного пласта и является добывающей, скважина 131в пробурена ближе к кровле продуктивного пласта и является нагнетательной. В табл. 1 приведены основные технические данные экспериментальных скважин.

Табл. 1. Основные технические данные экспериментальных скважин

Конструкции экспериментальных скважин имеют свои особенности, в том числе:
 -  наличие горизонтального участка;
 -  перекрытие горизонтального участка прерывистой фильтровой колонной без ее цементирования.
 
Эти особенности, наряду с применением стандартных методов освоения и контроля процесса освоения, потребовали разработки дополнительных технических и технологических средств осуществления процесса освоения и пробной эксплуатации скважин с использованием паротеплового воздействия. Были разработаны принципиальные схемы обустройства добывающей и нагнетательной скважин, обеспечивающие как проведение предусмотренных технологических операций, так и необходимых исследований, в том числе, со спуском в горизонтальную часть ствола глубинных приборов.

Для закачки теплоносителя в скважину 131в использована устьевая парогенераторная установка УПГ4/8. Закачка теплоносителя проводилась в два этапа. Обобщенные сведения о закачке пара в продуктивный пласт на стадии освоения приведены в табл. 2.

Табл. 2. Сведения о закачке пара в продуктивный пласт

Была разработана принципиально новая схема обустройства нагнетательной скважины, позволяющая проведение необходимых технологических операций, исследований, в т.ч. со спуском в горизонтальную часть ствола глубинных приборов, и обеспечивающая сопоставимые с теплоизолированными трубами теплопотери при использовании обычных насосно-компрессорных труб. Добывающая скважина оборудована винтовой глубинно-насосной установкой с хвостовиком.

Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с обустройством нагнетательной по предложенной схеме показала возможность:
 -  обеспечения приемистости пара по фильтровой части нагнетательной скважины и увеличение охвата пласта термическим воздействием;
 -  раздренирования призабойной зоны нагнетательной (добывающей) скважины и повышения темпа закачки пара (притока продукции);
 -  спуска глубинного прибора до конца горизонтальной части ствола;
 -  использования предложенных технологических приемов и схемы обустройства скважин при пробной эксплуатации их с паротепловым воздействием на пласт;
 -  применения обычных НКТ вместо теплоизолированных, что значительно снижает затраты при приемлемых потерях тепла.

Табл. 3. Элементы геометрии оси ствола скважины

При эксплуатации горизонтальных скважин необходимо закачивать пар в объеме 3–5 т пара на 1 м фильтровой части ствола скважины за первый цикл. Для увеличения пластовой энергии возможно низкотемпературное окисление. Затем останавливать скважину на термокапиллярную пропитку до стабилизации температуры в скважине, далее винтовым насосом типа ВНО-10 с наземным приводом, оборудованным хвостовиком, из добывающей скважины отбирается продукция.

Разработан руководящий документ РД 153-39.ОП-006-04 «Инструкция по применению технологии эксплуатации горизонтальных скважин при разработке битумных месторождений с пароциклическим воздействием на пласт». На технологию получен патент РФ №2191895 «Способ повышения нефтеотдачи пластов» от 25.04.2001 г.

Опытная эксплуатация горизонтальных скважин осуществляется с июля 2000 г. с использованием парогенераторной установки первоначально на режиме ее запуска, на стабильную работу выведена в августе того же года.

Опыт эксплуатации двух горизонтальных скважин, пробуренных впервые в Татарстане на Мордово-Кармальском месторождении на малые глубины залегания продуктивного пласта, позволяет сделать выводы о перспективности проведения работ. Максимальный дебит достиг 12,3 т/сут, средний — 4,6–6,3 т/сут.

В 2001 г. во ВНИИнефть были разработаны технико-экономическое обоснование и проект строительства наклонно-горизонтальной скважины со сквозным стволом на Подлесном месторождении ПБ.

Проектный профиль ствола скважины состоит из семи участков: прямолинейный с зенитным углом 70° длиной 36 м; первый криволинейный участок с радиусом искривления 150 м, зенитный угол в конце интервала 60°; второй криволинейный участок с зенитным углом в конце 0°; горизонтальный участок; криволинейный участок на выходе с радиусом 150 м, зенитный угол в конце участка 45°; прямолинейный выходной участок с зенитным углом 45°.

Скважины со сквозным стволом, как и радиально-направленные горизонтальные скважины, — самое прогрессивное направление нефтедобычи. Основное их назначение — повышение эффективности прогрева пласта теплоносителем и увеличение отбора продукции. Однако в силу объективных причин строительство подобной скважины на Подлесном месторождении не было осуществлено. В текущем году аналогичная скважина была пробурена силами ОАО «Татнефть» на Ашальчинском месторождении ПБ.

Дальнейшие работы, на наш взгляд, необходимо проводить в направлении создания системы разработки битумных месторождений в Татарстане с помощью сети горизонтально-вертикальных скважин. Эта система могла бы обеспечить кустовое бурение скважин, уменьшить площади отведенных под эти цели сельскохозяйственных земель, обеспечить извлечение битумов из пластов, расположенных в санитарных зонах, а также интенсифицировать процессы ввода тепла в пласт и отбора из него продукции и, соответственно, увеличить дебиты скважин, ускорить процесс разработки месторождений и повысить его эффективность.

Табл. 4. Проектная инклинограмма по переходным точкам

Специальные насосные установки (с поднасосным утяжелителем, с полыми штангами, с проходным каналом) обеспечивают подъем продукции из вертикальных битумных скважин как на естественном режиме работы пласта, так и при термическом воздействии на него; позволяют закачивать теплоноситель в скважину без извлечения из нее глубинного насоса; спускать глубинные приборы под насос; поднимать продукцию с высоким содержанием механических примесей; обеспечивать стабильный, без зависания, ход штанг вниз при откачке вязкой жидкости с использованием серийного станка-качалки.
На все вышеперечисленные технологии имеются патенты РФ.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!