Запасы тяжелой нефти в РФ превышают 60 млрд т. Они сосредоточены в Волго-Уральской, Восточно-Сибирской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях. На эти регионы приходится более 93 %. В общем объеме добычи нефти в России доля добычи тяжелой нефти достигает 23 %. Крупнейшие месторождения тяжелых нефтей – Усинское, Русское, Ярегское, Ашальчинское и Мордово-Кармальское.
Наиболее востребованными методами в настоящее время являются методы одновременного извлечения и облагораживания тяжелой нефти. Одним из этих инновационных методов и является метод циклического нагнетания парокатализатора – это метод циклического нагнетания пара (CSS – Cyclic Steam Stimulation) с использованием никелевого катализатора на забое добывающих скважин. Инновационный метод апробируется на месторождении Бока-де-Харуко. Месторождение Бока-де-Харуко расположено на севере провинции Маябеке [1–6], и совместно разрабатывается российско-кубинскими компаниями АО «Зарубежнефть» и Союз Куба-Нефть (CUPET). Совместный проект разработки предназначен для эффективной разработки пласта М, содержащего сверхтяжелую нефть. Пласт М получил свое название от первой буквы в слове мергель, типа осадочных пород, состоящих в основном из глины и содержащих сверхтяжелую нефть. В CUPET давно открыли запасы нефти в данном пласте, но не обладали высокоэффективной технологией для его разработки. С конца 2014 года совместно с компанией АО «Зарубежнефть», которая предоставила необходимую технологию, был начат проект разработки этого месторождения с использованием циклической стимуляции паром и каталитических добавок, снижающих вязкость нефти. Метод циклической стимуляции паром, являющийся методом вторичной рекуперации, заключается в нагнетании пара в нефтенасыщенный пласт через добывающую скважину в течение определенного периода времени, затем скважина закрывается на некоторое время, чтобы обеспечить распределение тепла, а затем снова запускается в производство.
Процесс циклического каталитического паротермолиза высоковязкой нефти месторождения Бока-де-Харуко осуществляется с целью интенсификации процессов внутрипластового преобразования сверхтяжелой нефти. Прекурсор катализатора синтезировался на основе солей переходных металлов (FeSO4 и NiSO4) и флотогудрона. Он способствует разрыву С-С связи и снижению сoдepжaниe смoл и aсфaльтeнoв в сверхтяжeлoй нeфти, улучшeнию физико-химических хapaктepистик сверхтяжeлoй нeфти и уменьшению ее вязкости [7–12].
Основные задачи метода циклического нагнетания парокатализатора: увеличить добычу высоковязкой нефти (битуминозной); достичь максимального извлечения высоковязкой нефти из пласта за счет применения химических и технологических методов интенсификации добычи и обеспечить достижение максимального коэффициента охвата пласта воздействием с помощью термического метода обработки призабойной зоны добывающих скважин.
Описание технологии циклического нагнетания парокатализатора
В настоящее время идет интенсивное создание инновационных методов извлечения тяжелых и сверхтяжелых нефтей с плотностью выше 870 кг/м3, обеспечивающих их облагораживание непосредственно в пласте. Это такие методы, как деасфальтизация, гидротермальное воздействие, сочетание каталитического облагораживания и внутрипластового горения, электрообогрев пласта, циклическое нагнетание парокатализатора.
Нагнетание пара – это процесс, при котором тепловая энергия подается в нефтенасыщенный пласт за счет закачки водяного пара. Этот процесс может быть как непрерывным, так и циклическим. При непрерывной закачке пара: пар подается через систему нагнетательных скважин, в то время как нефть отбирается добывающими скважинами. Основными механизмами, способствующими вытеснению нефти, в этом типе процесса являются: тепловое расширение жидкостей в пласте, снижение вязкости нефти и паровая дистилляция, которая является наиболее значимой. Циклическое нагнетание пара в добывающие скважины состоит из трех циклов: первый – нагнетание пара в нефтесодержащий пласт; второц – закрытие скважин на время прогрева призабойных зон и третий – открытие скважин и отбор из них нефти с пониженной вязкостью и сконденсированным паром. Рассмотрим более подробно эти три цикла.
Нагнетание пара в нефтесодержащий пласт
Этот этап включает в себя закачку пара в течение двух или трех недель через скважину. Скорость закачки пара должна быть максимально возможной, чтобы предотвратить теплопотери по стволу скважины и свести к минимуму время, в течение которого скважина не эксплуатируется. Достижение максимального радиуса прогрева призабойной скважины и максимальной температуры в зоне прогрева. Давление нагнетаемого пароагента на забое скважины не должно превышать давление разрыва пласта. Объем нагнетаемого пара должен быть тем больше, чем выше вязкость нефти в пластовых условиях и ниже текущее пластовое давление.
Закрытие скважин на время прогрева призабойных зон
Этот цикл заключается в закрытии скважины на определенное время, в течение которого пар и конденсированная вода нагревают пластовую высоковязкую нефть и делают ее более подвижной в результате снижения вязкости нефти при тепловом воздействии. Продолжительность этого этапа зависит от состояния разработки месторождения на первичных режимах. На месторождениях с высоким пластовым давлением желательно, чтобы время было продолжительным, чтобы пар проходил через пористую среду и рассеивал тепло по пласту. На месторождениях с низким пластовым давлением рекомендуется не стремиться к росту коэффициента охвата призабойной зоны скважины тепловым воздействием, а стремиться использовать повышенное пластовое давление вблизи самой скважины для отбора из нее нефти.
Открытие скважин и отбора из них нефти с пониженной вязкостью и сконденсированным паром
Этот этап заключается в открытии скважины для добычи текучей нефти с пониженной вязкостью после прогрева призабойной зоны. Вначале может наблюдаться высокое содержание воды из-за того, что большая часть пара конденсируется вблизи скважины, но через некоторое время обводненность в составе скважинной продукции снижается. Этот этап завершается, если дебит падает ниже целевых показателей или добыча нефти становится нерентабельной.
Условия применимости метода циклического нагнетания парокатализатора
Применение метода циклического нагнетания парокатализатора во многом зависит от геологических характеристик пласта с высоковязкой нефтью. В мощных крутопадающих пластах с преобладающим природным механизмом вытеснения нефти за счет гравитационного дренирования может быть осуществлено десять циклов нагнетания пара и более. В пологих пластах, где добыча нефти осуществляется на первичном режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, что ведет к ограниченному числу циклов обработки добывающих скважин паром до трех-пяти. Нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее шести метров. При меньшей толщине пласта процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь тепла по стволу скважины, которые могут достигать 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности и целостности колонн. Эту глубину можно увеличить, Использование спускаемых в скважины мобильных парогенераторов позволяет вводить в разработку пласты с высоковязкой нефтью с глубиной залегания до 1700 м. Минимальная глубина зависит и от давления гидроразрыва перекрывающей породы. Абсолютная проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм2, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.
Каталитический паровой термолиз
Возможное решение проблемы высокой вязкости сырой нефти может быть достигнуто за счет использования технологии каталитического парового термолиза.
Активная форма нефтерастворимых катализаторов формируется после паротеплового воздействия на сверхтяжелую нефть. Наиболее оптимальным с точки зрения улучшения физико-химических характеристик товарной нефти является прекурсор катализатора на основе железа. При увеличении продолжительности парокаталитической обработки значительное смолосодержание уменьшается в результате крекинга, а содержание асфальтеновых фракций увеличивается. Синтезируемый прекурсор катализатора на основе железа обеспечивает наиболее глубокую конверсию сверхтяжелой нефти, а именно, снижает содержание высокомолекулярных компонентов нефти. Циклическое нагнетание парокатализатора обеспечивает необратимое снижение вязкости добываемой нефти, способствует трансформации асфальтенов, см. рис. 1, и увеличивает коэффициент извлечения нефти [7–12].
Рассматриваемый метод улучшает характеристики пластовой нефти с помощью добавки наночастиц катализатора; увеличивает извлечение тяжелой нефти; улучшает характеристики перекачиваемой нефти по трубопроводам; снижает вязкость сырой нефти на забое скважины, что улучшает условия ее отбора из скважины.
Анализ результатов метода циклического нагнетания парокатализатора в скважине БХ-3
Скважина БХ-3 была пробурена в 2014 году на глубину 709 м с искусственным забоем 686,8 м. Интервалы вскрытия пласта М: 652–639 и 630–600 м.
Первый цикл.10 сентября 2015 года был запущен 1-й цикл с закачкой 2860 тонн пара, после двух дней выдержки скважина работала в течение 60 дней (из них четыре дня фонтанировала). Результаты первого цикла представлены в таблице. Этот первый цикл показал, что с помощью нагнетания пара можно отбирать вязкую нефть из пласта М.
Второй цикл. Затем было решено выполнить 2-й цикл с увеличенным количеством пара (6030 тонн). Этот 2-й цикл продемонстрировал производственный потенциал скважины, количество пара было увеличено в два раза, но и добыча нефти также увеличилась в два раза, при сохранении аналогичного ПНО (14 т/м3), хотя и намного выше целевого ПНО 4–5 т/м3.
Третий цикл. После результатов, полученных на скважине БХ-2, принимается решение о вскрытии этих же пород на скважине БХ-3. На скважине была проведена 29.11.2018 г. дополнительная перфорация (630–639 м, 652–671 м) трещиноватых пород с высокой плотностью и проницаемостью при низкой насыщенности нефтью с целью оценки влияния этого метода на эффективность их выработки путем термообработки паром. 08.12.2018 г. была начата третья паровая термообработка скважины БХ-3 с закачкой 6000 тонн. Скважина работала фонтанным способом 16 дней, и в общей сложности отбор нефти производился в течение 100 дней со средним дебитом 11 м3/сут сырой нефти. Этот цикл продемонстрировал важность термообработки паром пород с высокой плотностью трещин. Он позволил при том же количестве пара увеличить добычу нефти более чем в три раза при ПНО 5,35 тонн/м3, см. рис. 2. Этот результат имеет большое стратегическое значение для будущего проекта.
Четвертый цикл. Одной из основных проблем в этом проекте является высокая вязкость сырой нефти (+ 35500 сПз). Четвертый цикл был принят за базовый цикл для сравнения с пятым циклом с использованием катализатора. Результаты четвертого парового цикла продемонстрировали, что при аналогичных параметрах нагнетания пара от цикла к циклу добыча нефти снижается, в данном случае снижение составило 22 %. Но параметры эффективности были приемлемыми, и в четвертом цикле был относительно низкий процент содержания воды в составе продукции, см. рис. 1.
Пятый цикл (каталитический водный термолиз). 25 ноября 2019 года закачивается редуктор снижения вязкости (никелевый катализатор) плюс растворитель, а 29 ноября начинается закачка 6000 тонн пара до 23 декабря, 24 декабря скважина открывается и работает в восходящем режиме в течение 20 дней, производя 78 м3 нефти с процентным содержанием воды 94 %, по состоянию на 30 апреля скважина проработала более 122 дней, параметры улучшались, процент оставался на уровне около 25 % и поддерживал стабильную добычу 12 м3/сут сырой нефти.
Количественные результаты пятого цикла очевидны. Действие катализатора на высоковязкую сырую нефть пласта М привело к приросту добычи нефти; снижению вязкости сырой нефти; улучшению ее подвижности и качественного состава (рост содержания насыщенных и ароматических веществ) и увеличению коммерческой стоимости товарной продукции.
В пятом цикле с использованием никелевого катализатора отмечен рост продолжительности отбора рентабельной нефти. Скважина работала дольше – 122 дня, тогда как ранее продолжительность рентабельной добычи на скважине была меньше 100 и 116 дней соответственно, на третьем и четвертом циклах.
В пятом цикле с катализатором скважина проработала более 122 рабочих дней и отобрала на 291 тонну больше предыдущего четвертого цикла (прирост на 33 %) и на 482 тонны юольше виртуального пятого цикла без катализатора (прирост на 71 %). Кривая накопленной добычи нефти на рис. 3 показывает, что с 30-го дня накопленный отбор нефти резко возрастает.
Как видно из рис. 4, наблюдается обратная тенденция кривых процентного содержания воды и кривой среднесуточной добычи: процентное содержание воды уменьшается, а средняя добыча сырой нефти увеличивается в пятом цикле с катализатором.
В цикле с катализатором наблюдается тенденция к увеличению среднесуточной добычи сырой нефти, см. рис. 5. Эта тенденция не была отмечена в других циклах.
Как видно из рис. 6, наблюдается тенденция к снижению процентного содержания воды и стабилизации среднего отбора жидкости на уровне 20 м3/сут, что приводит к увеличению среднесуточной добычи нефти.
Выводы
Проведенное исследование применения метода циклического нагнетания парокатализатора в скважине БХ-3 показывает высокий нефтяной потенциал скважины БХ-3 при эксплуатации пласта М с высоковязкой нефтью. В цикле снижения вязкости (катализатора) наблюдается: увеличение продолжительности рентабельной добычи нефти на скважине; значительный рост накопленной добычи нефти; снижение содержания воды в добываемой продукции; увеличение среднесуточной добычи нефти и положительная динамика снижения паронефтяного отношения (ПНО) до 5,15 т/м3.
