Тепловое воздействие

В статье представлены основные результаты проведения работ по испытанию модернизированной одногоризонтной системы в уклоне «Северный» на участке ОПУ-3бис. Авторский надзор выполнялся на протяжении нескольких лет с 2011 по 2018 гг. За этот период времени было испытано несколько систем термошахтной разработки: модернизированная одногоризонтная, комбинированная, подземно-поверхностная. Данная статья преследует цель обобщения всех проведенных мероприятий и полученных результатов.

Протоколом научно-технического совещания ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» от 30.11.2009 г. было принято решение о проведении опытно-промышленных работ по испытанию одногоризонтной системы термошахтной разработки, предложенной специалистами УГТУ, на площади Ярегского месторождения в 2010 г.

При реализации проекта были поставлены следующие основные задачи:

1. Освоение и внедрение модернизированной одногоризонтной системы теплового воздействия на пласт.

2. Разработка надежных конструкций и схем оборудования подземных нагнетательных скважин, обеспечивающих оптимальные темпы нагнетания пара и улучшение температурного режима в горных выработках.

3. Снижение капитальных затрат на подготовку площадей к закачке пара за счёт исключения бурения и обустройства поверхностных нагнетательных скважин.

4. Уменьшение эксплуатационных расходов.

5. Снижение паронефтяного отношения в 1,5 – 1,6 раза.

6. Повышение нефтеотдачи и темпов отбора нефти.

7. Организация контроля за температурным полем пласта.

8. Регулирование распределения пара в пласте с учетом температурной обстановки в объеме разрабатываемого пласта [1].

Для проведения опытно-промышленных работ, по рекомендации Нефтешахтного управления «Яреганефть», был выбран уклон «Северный» на НШ-2 (участок ОПУ-3бис), который находился в завершающей стадии подготовки.

Общая толщина пласта составляет по участку ОПУ-3бис – 30 м, нефтенасыщенная – 28,7 м, Коэффициент песчанистости – 0,96. Средний коэффициент пористости пласта – 0,21.

Остаточные геологические запасы нефти, подсчитанные по приведенным выше параметрам пласта, составляют по сектору ОПУ–3бис площадью 4,3 га – 202 тыс. т.

На рисунке 1 приведена проектная схема разбуривания сектора ОПУ-3бис. В таблице 1 представлена информация по длинам проектных скважин.

Рис. 1

Рисунок 1 – Проектная схема размещения скважин участка ОПУ-3бис

Таблица 1 – Проектные длины подземных скважин в участке ОПУ-3бис

Расстояние между забоями подземных скважин составляет порядка 25 м при средней длине скважин 250 м.

С поверхности также ранее были пробурены паронагнетательные скважины №№ 2028, 2029, 2030, 2031, 2032, 2033, которые были предназначены для закачки рабочего агента по подземно-поверхностной системе разработки. Данные скважины были законсервированы до получения результата испытания модернизированной одногоризонтной системы. Так как данные системы отличаются способом подачи теплоносителя в пласт.

На различных стадиях разработки были испытаны различные термошахтные системы, и в статье приводятся результаты их применения:

– модернизированная одногоризонтная система (закачка пара только через систему подземных паронагнетательных скважин);

– комбинированная система (одновременная закачка пара через систему подземных паронагнетательных скважин и через систему поверхностных вертикальных скважин, пробуренных на контуре блока);

– подземно-поверхностная система (закачка пара только через систему поверхностных вертикальных скважин, пробуренных на контуре блока).

Сектор ОПУ-3бис ввели под закачку пара через подземные паронагнетательные скважины в ноябре 2012 г.

Подземные скважины были пробурены с помощью подземного станка ПБС-2Т без применения системы направленного бурения, так как на тот момент времени подобные системы отсутствовали в распоряжении Нефтешахтного управления.

В 2012 г. также впервые были проведены на месторождении масштабные работы по контролю за траекторией горизонтальных скважин с помощью современных инклинометров.

По сектору ОПУ-3бис исследовано 43,6 % всего фонда скважин, в том числе 86 % нагнетательных и 25 % добывающих. По результатам исследования скважин инклинометром, следует что ни одна из исследованных скважин не соответствует необходимым требованиям. Сопоставляя фактические траектории скважин сектора ОПУ-3бис с проектными, следует отметить, что по 18 скважинам из 38 отклонения забоя от проекта по вертикали превышают 3 м и достигают по некоторым скважинам 10 м.

Исходя из вышеизложенного может быть сделан вывод о том, что незнание истинного положения траекторий скважин значительно затрудняет регулирование процесса разработки и снижает его эффективность. Поэтому были предусмотрено 5 контрольных подземных скважин на в объеме блока для мониторинга и регулирования процесса закачки пара.

Замер температуры по стволу контрольных скважин №№ 2К, 3К, 4К, 5К сектора ОПУ-3бис выполнялся в июне и декабре 2015 г.

В устьевой зоне, где эксплуатационные скважины обсажены на глубину 50 м термоизолированными колоннами, температура пласта изменяется от 35 до 65°С и в среднем составляет около 55 °С, что значительно ниже, чем в более удалённых от устья зонах пласта, что благоприятно сказывается на рудничную атмосферу. Вся остальная часть пласта до забоев скважин равномерно прогрета в среднем до температуры 80°С.

Проведенные исследования позволили впервые построить карты тепловых полей по сектору ОПУ-3бис.

При построении карты были также использованы результаты термометрических исследований поверхностных скважин №№ 2028-2033, пробуренных по контуру опытного сектора. По исследованным скважинам получены следующие результаты. Средняя температура в интервале пласта: по скважине № 2030 – около 80°С, по скважине № 2031 – около 100°С, по скважине № 2033 – около 90°С, так как на тот момент времени также осуществляли непродолжительную закачку пара с поверхности, испытав тем самым комбинированную систему.

С марта 2016 г. была начата закачка пара только через поверхностные скважины №№ 2030, 2031, 2033 на участок ОПУ-3бис.

Текущие показатели разработки участка ОПУ-3бис на дату анализа (01.12.2018 г.) составили: среднесуточная добыча нефти – 61,0 т/сут, закачка пара была прекращена с сентября 2017 г. по декабрь 2017 г. в связи с доразбуриванием скважин участка по уплотняющей сетке. С середины декабря 2017 г. закачка пара была возобновлена, на дату анализа (01.12.2018 г.) составила – 125,0 т/сут, средняя температура добываемой жидкости – 78 °С.

Всего за 73 месяца (6 лет 1 месяц) было закачано в пласт 218,8 тыс. т пара и добыто за счёт закачки пара 110,5 тыс. т нефти. Нефтеотдача пласта на разрабатываемой площади достигла за счёт теплового воздействия 54,9 %. Накопленное паронефтяное отношение составило 1,97 т/т.

Среднемесячный темп отбора нефти на участке ОПУ-3бис в среднем составил 0,84 % при среднемесячной закачке пара 3277,8 т (с 01.12.2017 г. по 01.12.2018 г.).

На рисунке 2 представлен график темпа отбора нефти от начальных геологических запасов по участку ОПУ-3бис при различных системах разработки.

Рисунок 2 – Темп отбора нефти от запасов участка ОПУ-3бис при различных системах разработки

Согласно представленному рисунку видно, что при использовании модернизированной одногоризонтной системы максимальные темпы нефтеотдачи уже достигаются за 12 мес непрерывной закачки пара, что в условиях применения налогового окна является большим преимуществом.

На рисунке 3 представлена динамика темпов нефтеотдачи в целом по опытному блоку, где видно, что уже на второй год разработки достигнут достаточно высокий темп нефтеотдачи.

Рисунок 3 – Темп отбора нефти участка ОПУ-3бис по времени

Темп отбора нефти составляет 9,8 % на 6 год разработки участка ОПУ-3бис.

Выполненный анализ сопоставления проектных и фактических данных по участкам показал, что при реализации модернизированной одногоризонтной системы уже в первые годы существует возможность обеспечить максимальные темпы нефтеотдачи в начальный (1-2 года) период времени, что позволяет апробировать данную технологию на длинных скважинах. Учитывая полученные результаты стоит отметить, что модернизированная одногоризонтная система характеризуется высокими темпами нефтеотдачи и доказала свою эффективность.

В настоящее время данная технология проходит апробацию на длинных скважинах (до 800 м) на нефтяной шахте №3 Ярегского месторождения. Новый опытный участок 2Т-4 имеет следующие параметры в отличие от блока ОПУ-3бис (таблица 2).

Таблица 2 – Сопоставительная оценка

Согласно представленной таблицы стоит, отметить, что охват пласт системой подземных скважин был снижен на 40 – 50%. Для обоснования оптимизации количества подземных скважин были проведены результаты математического моделирования с помощью гидродинамического симулятора CMG Stars. Учитывая, что в участке ОПУ-3бис было принято расстояние между забоями скважин 25м, рассмотрим следующие варианты:

вариант № 1. Классическое расположение скважин, три нагнетательные, три добывающие. Расстояние между забоями – 50 м. Длины подземных скважин – 300 м.

вариант № 2 Классическое расположение скважин, 5 нагнетательных, 5 добывающих. Расстояние между забоями – 25 м. Длины подземных скважин 300 м.

Для получения результатов численного моделирования была использована осредненная гидродинамическая модель. Для оценки влияния плотности сетки подземных скважин был принят постоянный расход закачки пара.

Согласно представленных расчетов необходимо отметить, что разуплотнение подземных скважин не приводит к изменению накопленной добычи нефти за десятилетний промежуток времени, однако наблюдается снижение темпа нефтеотдачи на 27% за первый и второй год разработки. Однако данное отставание может легко компенсироваться за счет более быстрого ввода блока в разработку, так как общий объем бурения будет меньше.

Литература:

1. Рузин Л. М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л. М. Рузин, И. Ф. Чупров, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин. – 2-е изд., перераб. и доп. – Москва ; Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с. : ил.

Дуркин, С. М.
Моделирование показателей разработки залежей высоковязкой нефти / С. М. Дуркин,
И. Н. Меньшикова, А. А. Терентьев // Oil & Gas Journal Russia. – 2017. – №
7. – С. 42-46.