Опытно- промышленные работы по извлечению природных битумов в Татарстане.

Опытно-промышленные работы по отработке методов извлечения при­родных битумов в Татарстане начаты в 1978 году. Они проводились на Сугушлинском, Горском, Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях. Полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ стали два место­рождения: 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/м³; наличие в теле залежи водоносных пропластков и свободной воды в поровом пространстве, битумонасыщенные пласты подстилаются водоносными; практически отсутствует газ.

На этих местрождениях были разработаны и прошли апробацию технологии [1]:

- 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.

 

2.2.1.1. Техника и технологии апробированные при разработке месторождений природных битумов РТ [1]

Остановимся на некоторых перспективных технологиях извлечения, ко­торые, на наш взгляд, могут быть использованы в дальнейшем при промыш­ленной эксплуатации битумных месторождений.

В данном параграфе представлены разработанные к настоящему времени и апробированные в промышленных условиях РТ технологии, разработки месторождений природных битумов (рис. 2.3)

 

 

 

Рис.2.3. Технологии, применяемые при разработке месторождений природных битумов [1]

Технология опробования битумных скважин. Технология предназна­чена для получения информации, необходимой при подсчете запасов, состав­лении технологических схем и проектов разработки битумных месторождений, а также их грамотной эксплуатации.

Технология предусматривает проведение опробования скважины, как на естественном режиме работы пласта, так и при предполагаемых методах воздействия на пласт, преимущественно тепловых. Определены последователь­ность проведения работ, необходимое для этого оборудование и приборы, пе­речень определяемых параметров, требования предъявляемые к технологиче­скому процессу, технологические приемы проведения работ, требования безо­пасности и охраны окружающей среды.

Технология обеспечивает получение фактической информации о свойст­вах пласта и насыщающих его флюидах, параметрах воздействия и добывных возможностях на естественном режиме и с воздействием на пласт, в том числе,

о начальном пластовом давлении и температуре, свойствах и составе битума, воды и газа, величинах реализованных депрессий и полученных дебитах, об­водненности продукции, параметрах закачки теплоносителя, профиле приеми­стости и притока из пласта и др.

Технология прошла успешные испытания на скв. 320, 379, 229, 283, 284 Мордово-Кармальского месторождения и скв. 203, 204 Ашальчинского место­рождения ОЭНГДУ "Татнефтебитум" ОАО "Татнефть" и широко применяется при пробной эксплуатации и испытании с циклическим паротепловым воздей­ствием на пласт разведочных битумных скважин в Татарстане. Технология из­ложена в "Инструкции по опробованию битумных скважин" РД 39-0147035-293-89 Р. Получены а.с. № 1559102 "Желонка для высоковязкой скважинной жидкости", а.с. № 1178896 "Способ измерения давления в скважинах".

 

Технология инициирования внутрипластового горения с помощью пара. Для залежей битума уфимских отложений разработаны технологии ини­циирования внутрипластового очага горения с помощью забойных термогенерирующих устройств. Опыт применения данных технологий выявил сложность их извлечения из скважины после инициирования горения.

При извлечении забойных устройств на начальной стадии процесса горе­ния существует опасность его прекращения при глушении скважин, а при разви­том процессе - в виду малой глубины скважин и отсутствия утяжелённых тер­мостойких тампонажных растворов, способных работать при больших газопро­явлениях, возникает необходимость снижения пластового давления. Продолжи­тельность периода снижения пластового давления может составить несколько месяцев. Поэтому появилась потребность разработки технологии иницииро­вания горения с помощью ввода тепла в призабойную зону теплоносителем с поверхности, учитывая что, месторождения природных битумов в РТ характе­ризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта и вследствие этого теплопотери по стволу скважины будут незначительны. Нагнетание теплоносителя с высоким давлением, достаточным для раскрытия существующих и образования новой системы тре­щин неприемлема, потому что возможен вывод скважин из строя, т.к. толщина глинистой перемычки между кровлей продуктивного пласта и водообильным пластом «среднеспириферовый известняк» составляет всего 6 - 8 м, а между битумонасыщенной и нижней водонасыщенной частями пласта нет глинистого раздела. В связи с этим имеется большая вероятность того, что закачиваемый теплоноситель будет уходить в водоносные пласты. Поэтому давление нагнета­ния теплоносителя выбирается для каждой скважины индивидуально, исходя из конкретных геолого-физических характеристик.

При осуществлении технологии в пласт по НКТ закачивается 25 - 30 т пара с расходом 3 - 4 т/ч. Одновременно в межтрубное пространство нагнетается воздух (окислитель) с расходом 7 - 10 м /мин. Воздушная прослойка меж­ду НКТ и обсадной колонной, предотвращает чрезмерный нагрев обсадной ко­лонны и сохраняет цементный камень, а также значительно снижает потери те­пла в горные породы при движении пара по стволу скважины. Затем скважина останавливается на выдержку для термокапиллярной пропитки и осуществле­ния реакции окисления, в результате которой создается дополнительное тепло в пласте и дополнительная пластовая энергия за счет газов. После выдержки скважина с целью раздренирования призабойной зоны становится на излив для отбора жидкости. Эти операции осуществляются 4-5 раз. После 4-5 циклов за­качки теплоносителя при достижении необходимой температуры пласта сква­жина переводится под стационарную закачку воздуха. Суммарный объем за­качки пара составляет 100-150 т.

Разработанная технология реализуется по РД-0147035-295-89Р с помо­щью серийного оборудования (передвижных парогенераторов и компрессоров) и отсутствует необходимость извлечения скважинного инициирующего горение оборудования.

Технология успешно применена на всех 23 элементах битумных место­рождений Татарстана, эксплуатируемых внутрипластовым горением.

Технология влажного внутрипластового горения. Технология обеспе­чивает увеличение нефтеотдачи пластов и предназначена для добычи высоко­вязких нефтей и природных битумов при обработке призабойных зон группы скважин. Она обеспечивает внутрипластовое горение путем закачки воздуха и воды в определенном соотношении. При такой технологии выжженная зона ис­пользуется как рекуператор для нагрева водовоздушного потока и переброски таким путем тепла в область позади фронта горения. Водонасыщенная воздуш­ная смесь превращается в паронасыщенную, которая в свою очередь разогре­вает битум впереди фронта горения.

При «сухом» горении битума перенос тепла из зоны горения только по­током закачиваемого воздуха производится не эффективно, так как воздух об­ладает малой теплоемкостью. Особенностью технологии является: снижение исходной вязкости продукции на забое; низкая стоимость и доступность ком­понентов; экологическая чистота применяемых композиций.

Технология изменения фильтрационных потоков путем циклической закачки воздуха. Технология обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и предназначена для добычи высоковязких нефтей и природных битумов. Она обеспечивает процесс циклической добычи природных битумов при внутри-пластовом горении, основанном на сочетании теплового и гидродинамического воздействия, заключается в периодическом изменении объемов закачки воздуха и отбора жидкости. Тепловое воздействие при этом получается как следствие циклической подачи кислорода. В связи с циклическим изменением объемов закачки воздуха и отбора жидкости, в элементах разработки наступают перио­ды повышения и снижения давлений. В периоды увеличения объемов закачки темпы роста давления в газонасыщенных высокопроницаемых и смежных би-тумонасыщенных зонах будут отличаться за счет разницы их проводимости. По этому за счет возникающих при этом сил поток жидкости проходит из битумо-насыщенных зон в газонасыщенные, т. е. к зонам отбора. При нестационарном режиме закачки воздуха между зонами пласта с различной проницаемостью и битумонасыщенностью создаются знако-переменные градиенты давлений под действием которых увеличивается процесс капиллярной пропитки.

Особенностью технологии является: снижение исходной вязкости про­дукции в пласте; низкая стоимость и доступность компонентов; экологическая чистота применяемых компонентов.

Комплексная технология обработки призабойных зон битумных скважин, эксплуатирующихся в условиях внутрипластового горения.

При применении термических методов в битумонасыщенном пласте происходят сложные физико-химические процессы, в результате которых меняются хими­ческий состав пластовых вод и физико-химические характеристики битумов. С приближением фронта горения в скважинах повышается пластовая температу­ра, что зачастую приводит к остановке скважин. Осложняют работу скважин прорывы газов и интенсивные пескопроявления, имеются многочисленные факты пробкообразования и снижения проходимости НКТ за счет отложения кокса. При внутрипластовом горении образуются кислые газы горения (SO₂, SO₃, С0₂), которые растворяясь в пластовой воде понижают водородный пока­затель рН до величины 2-3. При разложении пирита железа возникают суль­фидно-, сульфатные ионы, которые увеличивают агрессивность попутно добы­ваемой воды. Данные условия приводят к коррозионному разрушению внутрискважинного и наземного оборудования.

Разработанная технология характеризуется комплексным воздействием на призабойную зону пласта и насыщающих его флюидов, что позволяет опти­мизировать пластовую температуру в призабойной зоне горячих битумодобы-вающих скважин, произвести внутрипластовую нейтрализацию агрессивных кислых соединений, снизить коррозионные свойства добываемой продукции, обеспечить интенсификацию процесса добычи природного битума. Технология основана на закачке и продавке в пласт оторочек водных растворов щелочных реагентов или их композиций с последующей выдержкой их в пласте для реа­гирования в течение 24-48 часов. Щелочные составы представляют собой одно­родные системы на основе водных растворов углекислого натрия, силиката на­трия и их композиций.

Применяемые составы и композиции понижают межфазное натяжение на границе раздела фаз, обладают высокими нефте-, битумоотмывающими и вы­тесняющими свойствами, предотвращают отложения АСПО в пористой среде и скважине, не способствуют образованию стойких водобитумных эмульсий; не разлагаются при высоких температурах, обладают низкой сорбируемостью на поверхности горной породы, стабильны в широком диапазоне температур и давлений, нетоксичны и неканцерогенны.

Промысловые испытания технологии проведены в скважинах 168, 282а, 304а Мордово-Кармальского месторождения природного битума. В результате проведенных работ во всех скважинах достигнута нейтрализация

агрессивной кислой среды. По скважине 168 дебит битума возрос в 4 раза, обводненность продукции снизилась в среднем на 5 %, дополнительно добыто 64 т битума. Температура в призабойной зоне скважины 304а снизилась с 380 °С до 81 °С, дополнительно добыто 55,6 т битума.

Технология реализуется с помощью штатного промыслового оборудова­ния, применима для широкого диапазона пластовых температур, давлений, со­става флюидов.

Технология прошла приемочные испытания на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов. Разработана техническая документация на технологию (РД 39-0147035-107-94), согласованная в УПО Госгортехнадзора РФ. Получен патент РФ № 2162518.

Технология извлечения природного битума методом низкотемпера­турного окисления.

Технология обеспечивает увеличение нефтеотдачи пла­стов и предназначена для добычи высоковязких нефтей и природных битумов при обработке призабойных зон группы скважин.

Технология метода низкотемпературного окисления заключается в про­греве пласта паром или парогазом с последующей закачкой воздуха для усиле­ния окислительной реакции в призабойной зоне, обязательной выдержке сква­жины, обеспечивающей термокапиллярную пропитку, и отборе продукции.

Особенностью технологии метода низкотемпературного окисления является: освоение скважин в более короткие сроки; существенное повышение де­бита, при значительном снижении расхода парогазовой смеси на единицу до­бываемой продукции, низкая стоимость и доступность необходимых компонентов; экологическая чистота.

Технология создания гидродинамической связи между нагнетатель­ной и добывающими скважинами при термических методах воздействия на битумонасыщенные пласты. Технологии при разработке битумных зале­жей направлены на снижение вязкости битума с помощью термических мето­дов. Однако малая приемистость нагнетательных скважин и отсутствие сооб­щаемости между нагнетательной и добывающими скважинами не дает необхо­димый технологический эффект. Анализ работы элементов показал, что в них работают 2-3 скважины. Активизация работы элементов не наблюда­ется, хотя там, где ведётся постоянная закачка воздуха, единичные скважины работают стабильно. Для интенсификации работы нереагирующих скважин и ввода в разработку неохваченных воздействием зон пласта необходимо созда­ние гидродинамической связи между скважинами.

Один из методов создания сообщаемости между скважинами является нагнетание флюида с высоким давлением, достаточным для раскрытия сущест­вующих и образования новой системы трещин на значительной части расстоя­ния в нагнетательной и добывающих скважинах путем гидроразрыва пласта и последующим их закреплением. Но толщина глинистой перемычки между кровлей продуктивного пласта и водообильным пластом «среднеспириферовый известняк» составляет всего 6-8 м, а между битумонасыщенной и нижней водонасыщенной частями пласта нет глинистого раздела. В связи с этим имеется большая вероятность того, что в процессе осуществления гидроразрыва пласта могут образоваться вертикальные трещины.

Поэтому для создания сообщаемости между скважинами выбран метод, когда на первом этапе гидроразрыв пласта не производится, а с целью дрениро­вания продуктивного пласта в призабойной зоне радиусом 30 - 35 м проводится пароциклическая добыча битума как из добывающих, так и нагнетательной скважины в соответствии с РД 39-Р-027-90 «Инструкция по применению тех­нологии термоциклического воздействия на битумонасыщенные пласты». На втором этапе проводится «сбойка» между скважинами при закачке пара и воздуха в добывающие скважины и непрерывном отборе из нагнетательной сква­жины данного элемента. Совместная закачка пара с воздухом способствует за­щите обсадной колонны от перегрева и значительно снижает потери тепла при движении пара в пласте.

Таким образом, применение технологии дает возможность создать сообщаемость между нагнетательной и добывающими скважинами разрабатываемо­го элемента, находящимися на расстоянии 80 - 100 м, и позволяет переходить на площадное воздействие на пласт, тем самым увеличивая охват пласта тер­мическим воздействием.

Технология разработана и реализуется по РД «Инструкция по примене­нию технологии создания гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами при термических методах воздействия на битумо-насыщенные пласты».

Эта технология применяется на южном куполе Мордово-Кармальского месторождения.

Технология применения растворителей для повышения эффективно­сти паротепловых обработок призабойных зон битумных скважин. Техно­логия разработана для битумонасыщенных пластов, сложенных терригенными коллекторами, разрабатываемых с применением термических методов воздей­ствия на пласт и предназначена для усовершенствования циклического паротеплового способа добычи природных битумов

Наиболее эффективными способами понижения вязкости природных би­тумов являются применение растворителей и тепловое воздействие. При нали­чии дешевых растворителей этот способ имеет следующие положительные сто­роны: не требуется сложного оборудования для закачки, упрощается подъем скважинной жидкости на поверхность и ее транспортировка.

Растворитель, представляющий собой легкую углеводородную жидкость, введенный в поток теплоносителя, переходит в парообразное состояние и вме­сте с водяным паром проникает вглубь продуктивной толщи. По мере охлажде­ния растворитель конденсируется и смешиваясь с природным битумом понижает его вязкость. В период добычи (при пароциклических обработках) раствори­тель вместе с природным битумом поступает в систему сбора. Установлено, что применение растворителя повышает эффективность паротепловых обработок. Увеличение коэффициента вытеснения природного битума совместно с паром по сравнению только с паром составляет 31,5-39,5 % и зависит от типа раство­рителя.

В процессе лабораторных исследований установлено, что повышение температуры и добавка растворителя оказывают существенное влияние на ди­намическую вязкость природного битума. Природный битум, отобранный из скважины 285 Мордово-Кармальского месторождения, имел динамическую вязкость 3020 мПа-с при температуре 20 °С. При нагревании пробы природного битума до 100 °С динамическая вязкость природного битума составила 49 мПа-с, т.е. снизилась в 61 раз. Когда в битум добавили растворитель (дистиллят ШНБЗ) в количестве 10 % динамическая вязкость смеси составила 719 мПа-с при температуре 20 °С, т.е. снизилась в 4,2 раза, а при температуре 100 °С ди­намическая вязкость этой смеси составила 17 мПа-с, т.е. понизилась в 178 раз по сравнению с исходной. Таким образом показано, что совместное влияние температуры и растворителя значительно снижает вязкость природного битума.

В 1996 году на Мордово-Кармальском месторождении природных биту­мов с целью ОПЗ проведено 13 пароциклических обработок. Всего закачано 214 т пара, за счет чего дополнительно добыто 43 т природного битума. Удель­ный расход пара составил в среднем 4,98 т на одну тонну дополнительно добы­того природного битума. В результате обработки призабойной зоны скважины 391 Мордово-Кармальского месторождения по технологии применения раство­рителей для повышения эффективности паротепловых обработок дополнитель­но добыто 42 т природного битума. Расход пара составил 40 т, растворителя 7т. Удельный расход пара на одну тонну дополнительной добычи природного битума составил 0,95 т. В результате обработки дебит скважины увеличился в 1,7 раза, расход пара снизился в 5 раз.

Технология основана на порционно-последовательной закачке в предварительно разогретую паром призабойную зону битумных скважин оторочки уг­леводородного растворителя в буферах щелочного раствора с добавками ПАВ с последующей продавкой закачанных реагентов в пласт паром и выдержкой скважины на термохимическую пропитку. Совместное комбинированное воз­действие теплом, углеводородным растворителем и щелочным раствором с до­бавкой ПАВ на тяжелое углеводородное сырье дает синергетический эффект, что позволяет значительно повысить коэффициент битумоизвлечения, обеспе­чить интенсификацию процесса добычи битума и снизить вязкость добываемой битумной продукции. Применение технологии позволяет повысить на 50-70 % дебит битумных скважин после воздействия по сравнению с обычной цикличе­ской партотепловой обработкой.

Технология прошла приемочные испытания на Мордово-Кармальском месторождении природных битумов. Разработана техническая документация на технологию (РД 39-0147585-174-98), согласованная в УПО Госгортехнадзора РФ. Получен патент РФ № 2151862.

Техника и технология эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин с закачкой пара в пласт. Особенности битумных месторождений требуют применения плотной сетки вертикальных скважин. При этом послед­ние не обеспечивают достаточно высоких дебитов при отборе продукции из пласта, а приемистость скважин и охват пласта тепловым воздействием, осо­бенно на начальном этапе, низкие. Кроме того, с помощью вертикальных сква­жин невозможно извлечь запасы, расположенные в санитарных защитных зо­нах. Технологические и экономические показатели эксплуатации битумных ме­сторождений можно улучшить путём бурения горизонтальных скважин.

Для оценки возможностей этих скважин при разработке битумных место­рождений с паротепловым воздействием на пласт на Мордово-Кармальском месторождении впервые в Татарстане были пробурены на глубине до 100 м от поверхности две параллельные скважины с длиной горизонтальной части ство­ла 100 м при общей длине 240 м. Расстояние между стволами скважин, верхняя из которых скв. 131В - нагнетательная, а нижняя скв.131Г - добывающая, составляет 5 - 7 м.

При бурении горизонтальных скважин на битумных месторождениях из-за малых глубин залегания и соответственно большой кривизны ствола затруд­нены или невозможен спуск в такие скважины теплоизолированных труб.

С учетом изложенного 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 была оборудована винтовой глу­бинно-насосной установкой с хвостовиком.

Отметим, что битумные месторождения характеризуются низкими пла­стовыми давлениями и температурами, а также высокой вязкостью продукции, для снижения которой широко используется закачка в пласт теплоносителя. При эксплуатации горизонтальных скважин закачивается пар в объеме 3 - 5 т пара на 1 м фильтровой части ствола скважины за первый цикл. Для проведе­ния низкотемпературного окисления с целью дополнительного повышения температуры, а также для увеличения пластовой энергии применяется закачка в пласт воздуха. Затем скважина останавливается на термокапиллярную пропит­ку до стабилизации температуры, далее винтовым насосом типа ВНО-10 с наземным приводом, оборудованным хвостовиком, из добывающей скважины отбирается продукция в режиме, определяемом притоком продукции из пласта. В процессе эксплуатации добывающей скважины ведётся контроль за дебитом и уровнем жидкости в скважине, отбираются пробы жидкости и газа на анализ. В зависимости от распределения теплоносителя в фильтровой части ствола (температуры по длине пласта) закачка теплоносителя осуществляется в начало или конец продуктивного пласта при осуществлении следующих циклов. Объемы закачки теплоносителя и количество циклов определяются техно­логической схемой или проектом разработки конкретного месторождения и корректируются по мере получения геолого-промысловой информации.

Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с обустройством нагне­тательной по предложенной схеме показала возможность:

1)обеспечения приёмистости пара по фильтровой части нагнетательной скважины и увеличение охвата пласта термическим воздействием;

2) раздренирования призабойной зоны нагнетательной (добывающей)
скважины и повышения темпа закачки пара (притока продукции);

3) спуска глубинного прибора до конца горизонтальной части ствола;

4) использования предложенных технологических приемов и схемы обу­стройства скважин при пробной эксплуатации их с паротепловым воздействием на пласт;

5) применения обычных НКТ вместо теплоизолированных, что значи­
тельно снижает затраты при приемлемых потерях тепла при транспорте пара от
устья до забоя;

6) переход на площадную закачку пара.

На основании полученного опыта эксплуатации горизонтальных скважин и с учетом опыта пароциклического воздействия на пласт через вертикальные скважины по РД 39-Р-027-90 «Инструкция по применению технологии термо­циклического воздействия на битумонасыщенные пласты на месторождениях Республики Татарстан» 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», который может быть использован при разработке месторож­дений природных битумов и высоковязких нефтей, в т.ч. вертикальными сква­жинами с корректировкой параметров процесса применительно к конкретному месторождению, т.е. объёмы, темп, температура и давление закачки, время вы­держки на термокаиллярную пропитку. Технологические приемы определяются индивидуально, в зависимости от глубины залегания, пластового давления, свойств коллектора и насыщающих его флюидов.

На технологию получен патент РФ № 2191895 «Способ повышения неф­теотдачи пластов» от 25.04.2001 г.