Кратковременная эксплуатация скважин для добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН

Наиболее крупные запасы вязкой нефти находятся в Канаде, Венесуэле, Мексике, США, России, Кувейте и Китае. Значительными запасами ВН обладает Россия - около 6,2 млрд т. Так, в Тюменской области (Западно-Сибирский 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 т.ч. Татарстан - 32,5% (рис.1)

Архангельская- Башкортостан -Иркутская -Краснодарский край

Рис. 1. Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России

Добыча ТИЗ нефти, транспортировка ее к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей отрасли Для Татарстана решение этих задач имеет особую важность.

Более половины запасов - средневязкие и вязкие нефти, которые можно добывать УЭЦН, что подтверждает актуальность представ­ленной работы. Решаемая в данной работе проблема состоит в том, что применяемые в настоящее время способы добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН обладают невысокой экономической эффективностью.

Из экономически эффективных способов добычи вязкой нефти можно отметить механизированную добычу с помощью винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России данный вид оборудования рас­пространен слабо. Во-первых, потому, что винтовые насосные установки представлены на отечественном рынке в основном импортными образцами, имеющими высокую стоимость. Во-вторых, для Российских условий более предпочтительны погружные винтовые насосные установки (УЭВН). Но предлагаемые на рынке УЭВН как оте­чественные, так и импортные, обладают низкой надежностью, в первую очередь, из-за отсутствия погружного тихоходного высокомоментного привода.

При использовании УЭЦН проблемы начинают проявлять себя при добыче средневязкой нефти. Один при­мер из опыта работы нашей компании. Вязкость нефти на Тананыкском месторождении ОАО «Оренбургнефть» со­ставляет 24,7 мПа-с. Казалось бы, вязкость небольшая. Но образование вязких водо-нефтяных эмульсий (ВНЭ), усугублявшееся значительной концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), приводило к существенному сокраще­нию межремонтного периода (МРП), ограничению отборов нефти, повышенному расходу электроэнергии и, как следствие, увеличению себестоимости добычи нефти. Значительная часть скважин данного месторождения имела средний МРП менее 100 суток и относилась к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). Как правило, не был реализо­ван потенциал скважин.

Проблемы на месторождениях с нефтью повышенной вязкости еще более значительны. Следующий пример из опыта работы нашей компании. Вязкость нефти на водоплавающей залежи № 2 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть» составляет 75 мПа с. Дебит по жидкости скважины № 28543, на которой ООО «Нефть XXI век» начи­нало работу на данном месторождении, составлял 24, 8 м³/сут, дебит по нефти 4,8 т/сут, обводненность продукции 78% (табл. 3). По прогнозам геологов потенциальный дебит данной скважины - около 300 м³/сут, что в 12 раз больше реального дебита скважины. Однако реализовать потенциал скважины не позволяло образование вязких ВНЭ. УЭЦН быстро выходили из строя. При использовании УШГН «зависала» колонна штанг. Не помогло исполь­зование цепных приводов с длиной хода 6 м.

Приведенные примеры показывают наличие значительного потенциала как по увеличению объемов добычи, так и по снижению ее себестоимости. Для достижения означенных целей необходимо решить несколько задач организационно-технологического плана. Основными технологическими задачами, как видно из приведенных выше примеров, являются решение проблем образования вязких ВНЭ и выноса песка. Эти задачи решаются применением кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) при форсированных отборах (ФОЖ).

Впервые метод ФОЖ был внедрен в Самарском регионе более 60 лет назад, но как основная технология стал широко использоваться только в конце 1990-х гг. В 2000-2005 гг. В ходе опытно-промысловых работ (ОПР) был лучен опыт применения ФОЖ, выявлена его эффективность, в том числе и для месторождений вязких нефтей. Появление метода ФОЖ на месторождениях с вязкими нефтями основано на технологии «холодной добычи» (ТХД), появившемся в Канаде в 80-х годах прошлого века.

Холодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтовых насосных установок с поверхностным приводом. Темп добычи существенно увеличивается по сравнению с традиционным.

Существует множество данных, указывающих на то, что при добыче образуются длинные каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины»), которые распространяются от скважины внутрь нефтеносного пласта на расстояния от 200 м и более (рис. 3). «Червоточины» обеспечивают лучшее дренирование пласта без проведения гидроразрыва пласта (ГРП) и забуривания боковых стволов (ЗБС). Отличительной особенностью данного способа является вспенивание нефти в «червоточинах» вследствие выделения газа (при забойном давлении ниже давления насыщения), что увеличивает ее подвижность в пласте. Диаметр «червоточин» может быть от 0,1 м до 1,0 м, пористость может составлять 50% и более вместо первоначального значения около 30%. «Червоточины» являются высокопроницаемыми каналами, по которым происходит фильтрация нефтепесчаной смеси. Проницаемости пласта несцементированного песка в результате образования в межскважинном пространстве червоточин увеличивается с 2 мкм² до 12-30 мкм².

Появление ТХД оценивается как технологическая революция в канадской индустрии тяжелой нефти. Холодная добыча широко используется для разработки нефтяных месторождений с высокой вязкостью нефти на участке в Ллойдминстере. С ее помощью добывается почти половина вязкой нефти в западной Канаде - порядка 230 000 баррелей в сутки. При этом достигаются коэффициенты извлечения нефти (КИН) в диапазоне 12-20%. Перспективно применение холодной добычи нефти на Аляске, в Албании, Калифорнии, Колумбии, Казахстане, Кувейте, Омане, России, Венесуэле.

Упомянутый выше метод ФОЖ в части разработки и эксплуатации месторождений вязкой нефти был основан на ТХД. Однако самарские и канадские месторождения имеют ряд существенных отличий (табл. 2). Наиболее существенные отличия: большая глубина залегания, разная степень сцементированности коллекторов, меньшая вязкость нефти. Сходные горно-геологические условия имеют месторождения Ульяновской области, а также южных районов Татарстана, в основном Нурлатского района. Следствием указанных отличий явилось предпочтение УЭЦН для добычи нефти на данных месторождениях.

Таблица 2

Сравнение геолого-физических параметров самарских и канадских месторождений Показатели Месторождения самарские канадские Глубина залегания, м 1212-1510 359-900 Тип коллектора Умеренно и слабосцементированные песчаники Несцементированный песок Толщина пластов, м 2,1-9,4 3,5-30 Пористость,% 18,7-25 28-32 Нефтенасыщенность,% 80-94 80-90 Проницаемость, мкм2 1,100-7,465 - Начальное пластовое давление, мПа 12,2-15 3-8 Давление насыщения, мПа 3,12-5,20 4-4,5 Газовый фактор, м3/т 7,2-15,8 49-50 Температура пласта, °С 24-31 15-30 Плотность нефти, кг/м3 900-925 946-1014 Вязкость нефти, мПа с 30,5-100,2 500-20000

Проведенные ОАО «Гипровостокнефть» исследования на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» ОПР позволили сделать вывод, что технология совместной добычи вязкой нефти и песка без применения каких-либо технических средств по ограничению его выноса, названная в Канаде технологией холодной добычи (ТХД), заслу­живает серьезного внимания при альтернативном выборе технологии добычи вязких нефтей из песчаных коллек­торов на месторождениях севера Самарской области. Проведенный анализ по укрупненным показателям разработки месторождений показал, что применение ТХД дало большой технологический эффект, форсировка отборов жидкости по скважинам видимого ухудшения в процесс нефтеизвлечения не внесла, обвального обводнения добываемой нефти не произошло, осложнений в системе сбора и транспорта нефти не отмечено.

Приведенные показатели разработки демонстрируют технологическую успешность проведенных работ. Однако в ходе ОПР были выявлены серьезные проблемы, которые в целом ухудшили экономические показатели применения данной технологии. Образование вязких ВНЭ и повышенный вынос мехпримесей привели к :-учительному сокращению МРП и существенному увеличению потребления электроэнергии, следствием чего явилось увеличение себестоимости добычи нефти и ограниченное применение данной технологии. Указанные проблемы успешно решаются с помощью КЭС.

При КЭС кратковременные циклы откачки (3-10 мин.) чередуются с относительно продолжительными периодами накопления (10-60 мин.) жидкости в скважине, т.е. высокопроизводительное оборудование работает в одном из типовых режимов: S2 (кратковременный) или S3 (повторно-кратковременный периодический) по ГОСТ Р 5276-2007. Благодаря этому, с одной стороны, увеличивается МРП вследствие того, что оборудование работает, а следовательно, изнашивается, только часть общего времени эксплуатации. С другой стороны, благодаря тому, что скважина в цикле накопления фактически выполняет функции гравитационного сепаратора, в начале цикла закачки на прием насоса поступает практически чистая пластовая вода, а затем - незначительно обводненная нефть (рис. 6, 7). В обоих случаях условия для образования вязких стойких ВНЭ (К_в = 40-75%) отсутствуют.

Еще одним положительным качеством КЭС, является возможность изменять производительность УЭЦН в 4-5 раз без подъема и смены типоразмера добывающего оборудования, только за счет изменения величины 1:эффициента циклической продолжительности включения (ГОСТ Р 52776-2007), т.е. изменения соотношения времени откачки и накопления. Это позволяет поддерживать КВЧ на оптимальном для надежной эксплуатации оборудования уровне. При увеличении КВЧ отбор жидкости из скважины может быть сокращен, при уменьшении - поднят. Средние значения КВЧ, наблюдавшиеся при ОПР в Самарской области, составляли 100-300 мг/л при сред­нем дебите скважин 50 м7сут., что соответствует выносу песка от 1 до 3 м³/год на скважину. При таких величи­нах КВЧ, КЭС позволяет получить весьма значительные значения МРП.

На скважине № 296 Тананыкского месторождения ОАО «Оренбургнефть» КВЧ имел значение 400-600 мг/л. Скважина имела средний МРП 45 суток. После внедрения КЭС МРП был увеличен в 18,5 раз. Кроме того, был увеличен дебит скважины и сокращен удельный рас­ход электроэнергии. На примере данной скважины было впервые продемонстрировано уникальное достоинство КЭС: возможность успешно бороться практически со всеми осложняющими факторами, причем с несколькими .одновременно, и без дополнительных затрат, что на скважинах месторождений с трудноизвлекаемыми запасами наблюдается повсеместно.

КЭС предназначена для эксплуатации скважин с дебитом до 80 м³/сут, т.е. малодебитных и среднедебитных скважин. На месторождениях вязкой нефти Самарской области при проведении ОПР ТХД с ФОЖ средний дебит скважин имел значение около 50 м³/сут, что соответствует указанному диапазону дебитов для КЭС. При боль­ших дебитах скважин можно использовать непрерывную эксплуатацию скважин. Именно так мы и поступили при ОПР на упоминавшейся выше скважине № 28543 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть». В результате были получены очень хорошие результаты (табл. 3). Дебит скважины по жидкости был увеличен до 270 м³/сут, т.е. был реализован потенциал скважины. Обводненность продукции за счет использования отсекателя забоя была занижена на 5%. Дебит скважины по нефти был увеличен в 13,4 раза. Сейчас за месяц из скважины добывается больше нефти, чем ранее добывалось за год. Полученные результаты явились следствием применения авторской методики подбора оборудования и выбора режима его эксплуатации - ноу-хау нашей компании.

Таблица 3 Параметр Единица измерения До оптимизации После оптимизации Дебит по жидкости м3/сут 24,8 270 Обводненность продукции % 78 73 Дебит по нефти т/сут 4,8 64,3 Объем добычи нефти за месяц т/месяц 140 1871 Объем добычи нефти за год т/год 1700 22 765 Результаты оптимизации состава оборудования и режима эксплуатации скважины № 28543

Таким образом, можно сделать вывод, что канадская технология холодной добычи вязкой нефти (ТХД), с учетом результатов, полученных ОАО «Гипровостокнефть» на месторождениях вязкой нефти Самарской области при использовании кратковременной эксплуатации скважин (КЭС), позволяет снизить себестоимость добычи вязкой нефти и сделать ее экономически целесообразной. Данный вывод справедлив не только для ОАО «Самаранефтегаз», но и для ОАО «Ульяновскнефть», ОАО «Оренбургнефть», а также для НГДУ «Нурлатнефть», ОАО «Татнефть» и малых нефтяных компаний (МНК) Татарстана, разрабатывающих месторождения со сходными горно-геологическими условиями. Технология «ТХД+КЭС» практически готова к промышленному использованию в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне. При творческом подходе ее можно использовать для добычи вязкой нефти как в России, так и в других странах мира.

Автор: Николай Петрович Кузьмичев, Директор ООО «Нефть XXI век»