Характерной особенностью современной нефтедобывающей отрасли промышленности является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ). Мировые запасы трудноизвлекаемой нефти с особыми свойствами (тяжелая, вязкая, парафинистая, смолистая) значительно превышают запасы легкой нефти. Во многих промышленно развитых странах мира тяжелая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы.
В России также большую часть запасов составляют трудноизвлекаемые нефти (около 55%), в частности вязкие нефти (ВН), к которой принято относить нефть с динамической вязкостью 30 мПа-с или с кинематической вязкостью 35 мм2/с и выше.
Мировые запасы такой нефти значительно превышают запасы нефти малой и средней вязкости и составляют, по оценкам специалистов около 1 трлн т, что более чем в 5 раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости.
Какие технологии используют сегодня для их добычи?
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).
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.
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 (Кв = 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.
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.
