Опытно-промышленная разработка Ашальчинского

месторождения [25]

На Ашальчинском месторождении опытно-промышленные рабо­ты по извлечению битумов ведутся с 80-х годов прошлого столетия. Технологические показатели разработки приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5.

Технологические показатели разработки Ашальчинского месторождения

 

Показатели	I оды
	1989	1990	1991	1992	199.1	2001	2002
Добыча битума, тыс. т	0.3	0.4	0,9	0,5	0.3	0,6	0.1
Накопленная добыча битума, тыс. т	0,3	0.7	1,6	2,1	2,4	3,0	3,1
Добыча жидкости, тыс.т	1,0	0,9	2.7	2.9	1,1	1,7	0,3
Накопленная добыча жидкости, тыс. т	1.0	2,0	4.7	7.6	8,7	10.4	10,7
Средний дебит, т/сут.: по битуму жидкости	2,2 7,6	2,4 5,9	1,6 5,0	0,4 2,2	0,6 2,3	0,8 2,2	0,3 1,0
Обводненность, %	71,1	59 2	67,4	81,9	76.1		72,8
Закачка воздуха, тыс. м'	0.0	67,5	32,4	12.4	22 2	0.0	0,0
Накопленная закачка воздуха, тыс. ы^3	0,0	67,5	99,9	112,3	134,5	134,5	134,5
Закачка пара, тыс.т	0.06	0.27	0.12	0,07	0,10	0.85	0.24
Накопленная закачка пара, тыс, т	0,06	0.3.5	0,45	0,52	0.62	1,47	1,71
Закачка парогаза, тыс. т			0,8			II
Накопленная закачка парогаза, тыс.т			0,8	0,8	0.8	0,8	0,8

 

В 2003 г. разработка месторождения ввиду ее неэффективности была прекращена. Однако с появлением новых технологий добычи высоковязкого углеводородного сырья месторождение вновь привлек­ло к себе внимание как один из наиболее перспективных подготовлен ных к освоению объектов. С 2006 г. на Ашальчинском месторождении компанией «Татнефть» внедряется технология парогравитационного дренажа. Она относится к разновидностям высокоэффективного скважинного способа добычи природных битумов с применением пара — метода SAGD. В соответствии с технологией SAGD бурятся две горизонтальные скважины, стволы которых параллельны друг другу, при чем вышележащая по вертикали горизонтальная скважина является нагнетательной, нижележащая — добывающей. Механизм вытеснения природного битума паром

заключается в росте и расширении паровой зоны вверх и вбок вследствие низкой плотности пара по сравнению с другими фазами. Нагнетаемый пар стремится в верхнюю часть пласта На границе паровой камеры пар конденсируется при передаче тепла битуму, а прогретый битум вытесняется под действием собственного веса вместе со сконденсировавшимся паром по направлению сверху вниз. Природный битум и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной (рис. 2.4.)

 

 

Рис. 2.4 Механизм добычи природных битумов методом парогравитационного дренажа (SAGD)

 

 

Первые опытно-промышленные работы по технологии SAGD были начаты в Канаде в 1984 году на участке UTF. К 1997 году npv использовании данной технологии достигнут коэффициент извлечения битума в 60%. Характеристика одного из проектов SAGD, реализован­ного на месторождения Лонг-Лейк, приведена в таблице 2.6.

7Таблица2.6.

Характеристика месторождения Лонгейк и проекта SAGD

 

Показатели	Значение
Глубина залежи	210м
Длина пары горизонтальных скважин	750 м
Расстояние по вертикали между добывающей и на­гнетательной скважинами	5 м
Расстояние между парами скважин	150 м
Эффективная толщина битумоносного пласта	30 м
Средняя пористость вмещающих пород	30%
Средняя битумонасыщеннос! ь (объемная)	80%
Средняя горизонтальная проницаемость	2Д(до7Д)
Средняя вертикальная проницаемость	1 Д
Соотношение пара к нефти	2.5-3,5 м^3/м^3
КИН	77%
Ожидаемая добыча на 1 пару скважин	3,8 млн баррелей (600 тыс. м^!)
Срок разработки, расчетный	15 лет

 

Обобщенные экономические параметры добычи битума методом SAGD приведены на рисунке 2.5.

 

Рис. 2.5. Экономические параметры добычи ВВН и битума методом SAGD (парогравитационного дренажа).

 

На основе геологической и гидродинамической модели Ашальчинского месторождения, являющегося одним из наиболее изученных в Татарстане, в ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть» был проведен ана­лиз применимости парогравитационного дренажа /Технико-экономи­ческая.., 2006/. Наиболее важными параметрами данной технологии яв­ляются расстояние между параллельными стволами добывающей и нагнетательной скважин, режим их эксплуатации. Учитывая зарубеж­ный опыт, рассмотрены расстояния между горизонтальными стволами скважин 3, 5 и 7 метров.

Исходя из геолого-физической характеристики пласта, задавались следующие режимы работ:

— с целью увеличения темпов охвата пласта тепловым воздей­ствием — реализация максимального темпа закачки теплоносителя путем повышения давления на забое нагнетательной скважины до 1,7 МПа, что не превышает горное давление;

— с целью максимального использования гравитационных сил — поддержание давления на забое нагнетательной скважины, близкого к гидростатическому (0,8 МПа); при глубине залегания продуктивного пласта 81 метр начальное пластовое давление составляет всего лишь 0,44 МПа.

Анализ данных, полученных по результатам моделирования, по­зволяет сделать следующие выводы.

- Нагнетательную скважину желательно расположить как можно выше от добывающей, но при этом увеличивается время разогрева пла­ста в интервале между горизонтальными стволами, необходимое для со­здания гидродинамической связи, и снижается темп отбора битума. По результатам моделирования рекомендуемое расстояние между двумя па­раллельными по вертикали горизонтальными стволами составило 5 мет­ров, что соответствует мировому опыту применения этой технологии;

- Максимальный уровень годовой добычи природного битума дос­тигается при максимальном давлении нагнетания 1,7 МПа. Однако в этом случае для снижения удельных затрат пара на добычу 1 тонны битума необходимо бурение группы горизонтальных скважин. Это объясняется следующим. Продуктивный пласт имеет неоднородное строение, харак­теризующееся наличием водонасышенных пропластков в разрезе, сло­жен рыхлыми песками и слабосцементированными рассыпающимися песчаниками с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. В ре­зультате при бурении только одной пары скважин нагнетание при таком давлении приводит к неконтролируемому уходу теплоносителя за пре­делы опытного участка, что увеличивает затратность процесса.

При выполненном ТатНИПИнефть моделировании разработки Ашальчинского месторождения спрогнозировано распределение биту-монасыщенности и температуры продуктивною пласта через год и 15 лет разработки (рис. 2.6;2.7.).

 

 

Рис. 2.6 Фрагмент модели по центральной части траектории добывающей

горизонтальной скважины. Распределение битумонасыщенности (д.ед.)

через год (а) и 15 лет (б) разработки (по данным ТатНИПИнсфть)

 

 

 

 

Рис. 2.7. Ашальчинское месторождение. Фрагмент модели по центральной

части траектории нагнетательной горизонтальной скважины. Распределение

температуры (°С) через 15 лет разработки (по данным ТатНИПИнсфть)

 

Произведен расчет технологических показателей в целом по место­рождению. Горизонтальные скважины размешались в зоне максималь­ных толщин битумонасыщенного песчаника. Всего потребуется буре­ние 16 пар горизонтальных скважин со средней длиной горизонтальной части ствола 569 метров. На площади, не охваченной горизонтальными скважинами, заложено бурение 221 вертикальной скважины. По резуль­татам расчета добыча природного битума составит 72,0% от балансовых запасов. Затраты пара на извлечение 1 тонны битума — 4,6 т.

Проект добычи битумной нефти с использованием технологии парогравитационного дренажа за расчетный период является убыточ­ным. Отрицательный поток наличности оценивается в 375 рублей на каждую добытую тонну, убыток для компании составит 318 рублей на тонну. Однако при льготном налогообложении проект может окупить­ся за 8 лег. При этом внутренняя норма рентабельности составит 12,87%. индекс доходности инвестиций — 0,86. Для опытно-промышленных работ данные показатели достаточно приемлемые.

Следовательно, для опытно-промышленных работ может быть рекомендован вариант добычи природного битума за счет паротеплового воздействия через горизонтальные скважины при условии предо­ставления проекту некоторых налоговых льгот на федеральном и реги­ональном уровнях.

Кроме того, на этапе опытно-промышленных работ при опреде­лении налогооблагаемой базы для расчета налога на прибыль предла­гается включать в состав расходов на производство затраты на НИОКР в полном объеме /Технико-экономическая.., 2006/.

На Ашальчинском месторождении в начале мая 2006 года компа­нией «Татнефть» впервые в России была пробурена пара горизонталь­ных скважин с выходом на поверхность (рис. 2.8, 2.9).

 

Рис. 2.8. Вертикальный профиль опытно-промышленных добывающей и паронагнетательной скважин на Ашальчинском месторождении

 

 

Рис. 2.9. Схема размещения сквозных горизонтальных скважин на Ашальчинском месторождении (по данным ТатНИПИнефть).

В середине мая началось их освоение с применением технологии парогравитаци-онного дренажа, а в конце июля в извлекаемой жидкости впервые по­явилась пленка битумной нефти. Динамика основных показателей ра­боты опытного участка Ашальчинского месторождения за июль-август 2006 г. показана на рисунке 2.10.

Рис. 2.10. Динамика основных показателей работы опытного участка Ашальчинского месторождения за июль-август 2006 гола

Всего с начала эксплуатации нового опытного участка Ашальчин­ского месторождения по декабрь 2006 года в нагнетательную скважи­ну № 233 было закачано более 12 тысяч тонн пара, средний дебит по битуму составил около 9 тонн в сугки.

Уникальность пробуренных на опытном участке скважин с выходом на поверхность позволила осуществить регулирование режимов работы этих скважин в широких пределах при существующих техно­логических возможностях.

За период работы пары скважин с июня по декабрь 2006 года было
опробовано шесть режимов эксплуатации и определен оптимальный
режим, который обеспечивает максимально эффекгивное использова­
ние тепла, подаваемого в пласт.

Опыт эксплуатации экспериментальной пары скважин подтвер­дил в основном правильность выбора технологических и технических решений.

Средний дебит битумной нефти, добываемой на Ашальчинском месторождении, в середине марта 2007 г. составлял 11,2 тонны в сутки (в середине февраля — 11,5 т/сут.). Улучшилось к этому времени паро-битумное соотношение, составившее 4,4:1.

К началу мая 2007 г. на Ашальчинском месторождении методом парогравитационного дренажа добыто более 2,2 тысяч тонн высоко­вязкой нефти. Продолжаются работы по испытанию различных вари­антов отбора нефти и закачки пара для улучшения паробитумного со­отношения, ведется строительство второй нары горизонтальных скважин.

Параметры первой пары скважин следующие: общая длина ствола и длина ствола по битумоносным отложениям паронагнетательной скважи­ны — 491 и 302 м, добывающей — 543 и 343 м. Они получились короче, чем требуется для эффективной эксплуатации, то есть длины горизонталь­ного участка ствола в 700 м. Длина ствола пробуренной добывающей сква­жины второй пары больше: в целом — 753 м, горизонтального участка — 410 м. Уникальность ее заключается и в том, что горизонталь и вертикаль относятся как 1:7,5 (глубина скважины — 100 м). Технические возможно­сти в настоящее время позволяют бурить скважины с горизонтальными секциями и до 700 м, но только без выхода устья на поверхность. Но для скважин на сверхвязкую нефть второй выход необходим. Он позволяет, кроме прочего, проводить добычу и одновременные исследования или добычу и одновременный ремонт скважины через второй выход. В апреле 2007 г. начато бурение второго, паронагнетательного ствола. Планирует­ся пробурить на месторождении от 16 до 27 пар скважин в зависимости от их конструктивных особенностей.