Идентификационный анализ состояния оборудования и отклонения технологических режимов на скважинах СВН. вкр. Идентификационный анализ состояния оборудования и отклонения технологических режимов на скважинах свн
 Скачать 2.34 Mb.
|
Обоснование выбора темы ВКРАктуальность темы работы тесно связана с проблематикой добычи и переработки сверхвязкой тяжелой нефти и битумов. Истощение запасов традиционной нефти каменноугольных и девонских отложений Республики Татарстан – актуальная проблема рационального вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья, к которым относятся тяжелые сверхвязкие нефти и природные битумы (ПБ), запасы и ресурсы которых в пермских отложениях Республики Татарстан, по разным оценкам, составляют до 7 миллиардов тонн. Способы добычи сверхвязкой нефти предполагает новые технологии и модернизацию инструментов переработки. В связи с этим появляется необходимость создания новых информационных технологий для контроля добычи в лице алгоритмов роботизации. Алгоритмы, работающие в автоматическом режиме под контролем операторов, ведут работы по контролю технологических режимов добычи сверхвязкой нефти и битумных отложений. Литературный обзорВ статье [1] рассматривается проблематика освоения нетрадиционного вида углеводородного сырья, к которым относятся не только сверхвязкая нефть, но и битумы. Данная проблема возникает по причине необходимости в наше время переходить на другие виды углеводородного сырья, а не только использовать традиционную нефть. Так же в статье [1] рассматривается роль государства в вопросе повышения эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти и природных битумов. В работе [50] представлены результаты оценки эффективности закачки углеводородного растворителя на различных этапах технологии парогравитационного дренирования. Было установлено, что предварительная закачка растворителя в различных объемах от 25 до 100 м3 позволяет обеспечить приемистость нагнетательных скважин по пару на 3 месяца раньше, чем при использовании предварительного предпрогрева паром циркуляцией через межтрубное пространство скважины. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи представлены широким рядом технологий. В ряде преимуществ тепловых методов можно отметить высокую прогнозируемую нефтеотдачу и относительно простое применение. Прогрев пластов сверхвязкой нефти происходит с использованием нагретого пара. За рубежом тепловые методы получили распространение на месторождениях, расположенных в Канаде (провинция Альберта) и США (Dusseault et al., 2001, Высоцкий и др., 1990). В работе [34] было произведено исследование технологий повышения эффективности выработки высоковязких нефтей на Ашальчинском месторождении. В процессе исследования были определены и рассмотрены методы добычи сверхвязкой нефти как на территории России, так и за рубежом. Результаты исследований в данной работе позволяются сделать вывод о том, что закачка в продуктивные пласты горячей воды вместо холодной позволит увеличить эффективность разработки Ашальчинского месторождения: увеличивается средний дебит скважин, снижается обводненность продукции, достигается большая величина коэффициента нефтеотдачи. Наилучшие результаты показала третий вариант, то есть SAGD. Список сокращенийСВН – сверхвязкая нефть; ВВН – высоковязкая нефть; КИН – коэффициент извлечения нефти; SAGD – технология парогравитационного дренажа; CSS – циклическая закачка пара; АСПВ - Асфальтосмолопарафинистые отложения; УЭЦН – установка электроприводного центробежного насоса; ПЭД – погружной электродвигатель; РУМБ КСУ – контроллер станции управления; ТМС – термоманометрическая система; УПИ – устройство переноса информации; ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬОсобенности добычи сверхвязкой нефтиВ связи со снижением объемов запасов нефти в России внимание стали привлекать месторождения высоковязкой нефти и природных битумов. По данным основных нефтяных операторов British Petroleum (BP) и OGJ (Oil & Gas Journal) объём российских запасов технически доступной нефти составляет 1,8 миллиардов тонн тяжелой высоковязкой нефти и 4,5 миллиардов тонн нефти в битумных песках. Несмотря на это, их промышленное освоение идет медленными темпами. Одна из основных причин – низкая рентабельность их освоения. Большая часть битумных месторождений и месторождений высоковязкой нефти требует применения энергосберегающих методов глубинной добычи и инновационных технологий их переработки, разработка которых без глубоких знаний о составе и строении тяжелых углеводородных ресурсов трудно осуществима. Освоение тяжелых углеводородов несомненно является приоритетной задачей для Российской Федерации, отвечающей высоким темпам её социально экономического развития [2]. На территории Республики Татарстан сосредоточены значительные запасы сверх вязкой нефти (СВН), которые в будущем могут стать альтернативой обычной маловязкой нефти. Всего выявлено более 450 залежей, преимущественно в отложениях пермской системы. Из них запасы двух месторождений, Мордово-Кармальского и Ашальчинского, разрабатываются в опытно-промышленном режиме. Основные трудности при добыче СВН большое влияние оказывает обводненность – чем большее количество воды присутствует в высоковязкой нефти, тем выше величина динамической вязкости водонефтяной эмульсии, образующейся в процессе добычи нефти [3]. В последние годы в Татарстане на опытном участке Ашальчинского месторождения ведутся работы по освоению паро-гравитационного метода воздействия на пласт, и уже добыто большее 100 тысяч тонн тяжелого углеводородного сырья. Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти расположено на западном склоне Южно-Татарстанского свода на глубине до 110 метров от дневной поверхности. Отличительной характеристикой нефти является практическое отсутствие фракций, выкипающие до 200 °С (до 5 процентов), до 350 °С выкипает всего 21 %. Остаточная фракция (выше 450 °С) содержится в значительных количествах – 44,1 процент. В остатке выше 350 °С на долю парафинонафтеновых и моно-цикло ароматических углеводородов приходится более половины углеводородов масляных фракций, что вдвое превышает их содержание по сравнению с традиционной нефтью (таблица 1). Таблица 1 – Компонентный состав нефти
Высоковязкая нефть Ашальчинского месторождения характеризуется высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими показателями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью [4]. Таблица 2 – Сравнение геолого-физических характеристик залежей Татарстана [5]
Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в Татарстане имеют небольшую глубину залегания. Малая подвижность подобной нефти и битума обусловлена их высокой вязкостью в пластовых условиях. Попытки разработки битуминозных песчаников пермских отложений известны еще с XIX в. Ласло Шандор, американский предприниматель, в пос. Шугурово вел добычу нефтенасыщенного песчаника. Работы велись шахтовым методом. Длина штолен достигала 2,5 км. Нефтенасыщенная порода из шахты вывозилась на поверхность, на поверхности в котлах порода смешивалась с водой и нагревалась. Нефть всплывала и отбиралась с поверхности. В начале XX в. работы прекратились из-за низкой рентабельности. Поэтому для добычи в настоящее время применяют технологии, способствующие снижению вязкости нефти и природного битума в пластовых условиях с целью обеспечения притока к добывающим скважинам и повышению рентабельности разработки. К числу таких технологий относятся закачка теплоносителя в пласт, внутрипластовое горение и другие [6]. Ашальчинское месторождение было открыто в 1960 г. Относится к НГДУ «Нурлатнефть», расположено в Альметьевском районе Татарстана на западном склоне Южно-Татарского свода на глубине до 110 м от дневной поверхности, нефтевмещающими породами являются песчаники с интенсивной степенью их пропитки углеводородным флюидом до 12-15 % и более. Ашальчинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу 7 продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Толщина продуктивной части разреза достигает 31,7 м с глубиной залегания от 48 до 124 м. 18 Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1698 м), нижнего карбона (Н=1061,7-1064,4 м) и карбонатные породы девона (H=1068,6 м) и среднего карбона (H=769,1-795,6 м). В последние годы на опытном участке Ашальчинского месторождения отрабатывается технология парогравитационного воздействия на пласт, и уже добыто более 100 тыс. т углеводородного сырья [7]. В составе ВВН Ашальчинского месторождения разветвленные алканы преобладают над нормальными с общим содержанием нафтенов до 60 %, что соответствует типу Б2 по химической классификации Ал.А. Петрова. В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 данная ВВН имеет высокую плотность и относится к битуминозному типу (тяжелые нефти с плотностью более 0,8993 г/см³). В соответствии с ГОСТ 912-66, согласно технологической классификации, Ашальчинская ВНН имеет следующий шифр: III Т3 М1 И2 П1, что указывает на её высокий потенциал для производства минеральных масел. Общие свойства прямогонных фракций Ашальчинской нефти представлены в таблице 3 [8]. Таблица 3 – Общие свойства прямогонных фракций Ашальчинской нефти
Одной из основных задач для нефтедобывающей отрасли и ОАО «Татнефть» в том числе является вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов залежей ВН, СВН и Б, поскольку только у ОАО «Татнефть» на государственном балансе числятся 25 млн. т извлекаемых запасов по категории С1, а в зоне деятельности компании имеются 141 месторождений ВН. Способы добычи ВН и Б можно разделить на рудные, шахтноскважинные и скважинные. При рудном методе битум вместе с породой извлекается на поверхность, затем экстрагируется растворителями, паром и т.д. В РТ использование данного способа добычи было реализовано на Шугуровском месторождении, а на территории РФ – Ярегском месторождении. Серьёзными ограничениями данного способа добычи являются следующие: необходима небольшая глубина залегания продуктивных пластов (не более 70 м); требование отсутствия в нефтяном газе взрывоопасных и вредных для здоровья компонентов; устойчивость пород, расположенных выше и ниже продуктивного пласта; высокая вязкость (более 30 тыс. мПа·с). Несмотря на то, что стоимость добычи существенно ниже себестоимости добычи паротепловыми методами, из-за жестких ограничений этот метод редко используется на территории РФ, в том силе и на территории РТ. Разработка ВН и Б шахто-скважинным способом осуществляется с помощью системы горных выработок и пробуренных в шахте скважин, при этом увеличивается охват продуктивного пласта, но несколько снижается коэффициент извлечения нефти (КИН). Этот метод имеет те же ограничения, что рудный метод, поэтому не получил широкого распространения в нашей стране. Добыча ВН и Б с помощью скважинных способов в последнее время находит все более широкое применение. Предложены различные системы разработки, включающие в себя строительство как горизонтальных, так и вертикальных и наклонных скважин. Одним из скважинных способов является заводнение для вытеснения Б, так называемый «холодный» метод добычи CHOPS (cold heavy oil production with sand). Способ основывается на добыче нефти вместе с песком за счет разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для движения смеси нефти и песка. Однако он накладывает ряд ограничений – это малая глубина залегания (до 200 м) и высокая проницаемость коллектора (более 1,5 Дарси). Существенным недостатком способа является низкий уровень добычи Б (КИН ниже 10%). Из-за очень низкого КИН этот метод практически не применяется на территории РФ. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
