Сегодня в мире насчитывается более 25 000 нефтяных и газовых месторождений. Нефть каждого отдельно взятого месторождения обладает уникальным химическим составом. А химический состав определяет уникальные физические свойства каждой нефти.
О происхождении нефти и ее химическом составе читаем статью «Происхождение нефти».
Нефть с плотностью менее 0,83 г/cм3 называется легкой. У средней нефти плотность составляет от 0,83 г/cм3 до 0,86 г/cм3. Тяжелая нефть имеет плотность более 0,86 г/cм3.
Вязкость характеризует текучесть или подвижность жидкости. Вязкость называют еще внутренним трением, природа которого состоит в преодолении сил межмолекулярного сцепления в жидкости под воздействием гравитации.
Динамическая вязкость – это мера внутреннего трения при ламинарном течении жидкости. Динамическая вязкость воды при 20°С составляет один сантипуаз (1 сПз).
Растительное масло при комнатной температуре имеет динамическую вязкость около 100 сПз, а сметана – от 1000 сПз до 3000 сПз.
Нефти со значениями вязкости от 0,5 сПз до 10 сПз считаются маловязкими. Вязкость от 10 сПз до 30 сПз имеют нефти средней вязкости. Высоковязкими считаются нефти с вязкостью более 30 сПз.
Мировые запасы высоковязких нефтей составляют около 1 трлн. тонн, значительно превышая запасы нефти малой и средней вязкости (162 млрд. т). Наиболее крупными запасами вязкой нефти обладают: Канада, Венесуэла, Мексика, США, РФ, Кувейт и КНР. В российских месторождениях содержится около 6,2 млрд. тонн вязкой нефти.
Высоковязкая нефть, как и другие трудноизвлекаемые запасы рассматривается как основной резерв мировой добычи углеводородов.
Разработка месторождений высоковязкой нефти c традиционными способами поддержания пластового давления – заводнением редкими сетками нагнетательных скважин не дает положительного эффекта. Быстро происходят прорывы закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, вследствие чего увеличивается обводненность продукции, а дебит по нефти не растет. В итоге конечный коэффициент нефтеотдачи при такой разработке в ряде случаев не превышает 8 – 10%.
Известно, что с повышением температуры вязкость жидкостей уменьшается. Они становятся более текучими. На этом и основано большинство технологий добычи вязкой нефти.
Один из способов разработки месторождений с вязкими нефтями - внутрипластовое горение. Внутрипластовое горение – это создание в коллекторе фронта экзотермических реакций. Фронт горения, образующийся частичным сжиганием нефти, перемещается по пласту под давлением непрерывно нагнетаемого окислителя. Температура в залежи повышается, вязкая нефть разжижается, становится подвижнее в пористой среде и в трубах.
Далее почитаем о том, как производили опытно-промышленную добычу высоковязкой нефти на месторождении Каражанбас.
Каражанбас – нефтяное месторождение в северной части полуострова Бузачи Мангистауской области Казахстана. Каражанбас является одним из крупных неглубоко залегающих месторождений высоковязкой нефти Западного Казахстана.
Каражанбас был открыт в 1974 году и введен в разработку в 1980 году.
Каражанбасская нефть вязкая (458-550 сПз), тяжелая (935-944 г/см3), залегает на глубине от 210 до 480 метров. Породами-коллекторами являются слабосцементированные песчаники и алевролиты с пористостью 27 – 29 % и проницаемостью 13,6 – 351 мД. Алевролит – это твердая осадочная горная порода основой которой является кварц.
Расчеты выполненные до начала освоения месторождения Каражанбас, основанные на опыте разработки месторождений высоковязких нефтей показали, что добыча на естественном режиме позволила бы извлечь не более 7% геологических запасов. Хорошие коллекторские свойства пород при небольших глубинах залегания и высокая вязкость нефти стали оптимальными условиями для применения технологий термического воздействия. По гидродинамическим расчетам нефтеотдача пластов при термообработке могла бы быть увеличена до 40%.
Крупномасштабный промышленный эксперимент на Каражанбасе запланировали для испытания и оценки технико-экономической эффективности термических методов воздействия на пласт. А также для отработки техники и технологий влажного внутрипластового горения и паротеплового воздействия в конкретных геолого-физических условиях с целью вовлечения в активную разработку месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгизтюбе.
В начале разработки на месторождении условно было выделено четыре участка: Центр, Север, Запад, Восток.
Опытно-промышленная добыча началась в сентябре 1980 года. На центральном участке было создано два экспериментальных промысла на расстоянии 450 метров друг от друга. На этих промыслах планировалось пробурить 738 скважин различного назначения и ввести в разработку значительные запасы нефти - около 28 млн. тонн.
Работы по реализации технологии внутрипластового влажного горения (ВВГ) были начаты на западном промысле центрального участка в 1981 году.
На восточном промысле центрального участка внедрение метода паротеплового воздействия (ПТВ) на пласты началось в 1982 году.
Подробнее о паротепловом воздействии читаем статью: «Каражанбас. ПТВ».
Разработкой технологии ВВГ, проектированием и изготовлением промыслового оборудования занималось в то время Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти «Союзтермнефть» (НПО «Союзтермнефть) расположенное в г. Краснодар. Вначале на центральном участке был создан цех №2 Краснодарского управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин. В 1982 году цех был реорганизован в Каражанбасское управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (Каражанбасское УПНП и КРС), которое вошло в структуру производственного объединения «Мангышлакнефть» (ПОМН), расположенного в г. Шевченко Казахской ССР.
В 1986 году предприятие было переименовано в опытно-экспериментальное нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Каражанбастермнефть».
В сентябре 1991 года городу Шевченко вернули историческое название – город Актау. Актау – областной центр Мангистауской области, нефтяная столица Казахстана.
В июне 1981 года через нагнетательную скважину №82 промысла ВВГ был начат процесс инициирования внутрипластового горения.
В качестве окислителя для создания в нефтяном пласте фронта горения по нагнетательной скважине под давлением 65 кгс/см2 нагнетался воздух.
Для производства сжатого воздуха на промысле ВВГ был построен компрессорный цех. В цехе располагалось несколько двухступенчатых воздушных поршневых компрессоров производства Краснодарского компрессорного завода. От компрессорного цеха к нагнетательным скважинам были проложены подземные воздуховоды из труб ø108 мм.
Обслуживание компрессорного цеха и фонда добывающих скважин производили, в основном, специалисты и нефтяники Краснодарского края. Работа осуществлялась вахтовым методом. Вахтовики работали по 12 часов 15 суток. И 15 суток отдыхали.
Сначала вахтовиков доставляли на месторождение по воздуху. Каражанбас в восьмидесятых годах прошлого века был одним из немногих месторождений с собственным авиасообщением. Аэропорт был построен на нефтяном месторождении с самой большой взлетно-посадочной полосой в 2600 метров и шириной 45 метров. И принимал самолеты Ан-2, Ан-24, Ан-26, Як-40 с вахтовиками из Шевченко, Краснодара, Махачкалы, Минеральных Вод.
В 1983 году была сдана в эксплуатацию трасса Шевченко – Каражанбас – Каламкас и теперь работники из Краснодара прибывали в Шевченко на самолете, а на месторождение их доставляли автомобильным транспортом. Вот на таких Икарусах мы ездили на вахту.
Каламкас – еще одно нефтяное месторождение на полуострове Бузачи.
Теперь посмотрим, как производились работы по инициированию внутрипластового горения на Каражанбасе.
После перфорации из нагнетательной скважины извлекали насосно-компрессорные трубы (НКТ) и оставляли скважину в заглушенном состоянии. Затем фонтанную елку снимали и на фланец крестовины эксплуатационной колонны устанавливали отсекающую задвижку.
Для нагрева нагнетаемого в нефтяной коллектор воздуха в скважину на кабель-тросе спускали глубинный электронагреватель мощностью 24 кВт.
Электронагреватель – это электрическая трехфазная печь сопротивления, выполненная из трех стандартных трубчатых элементов (ТЭН) на общем каркасе. Диаметр ТЭНа - 112 мм, длина – 3700 мм, масса – 60 кг.
Спуск ТЭНа в скважину производили через специальный лубрикатор. Конструктивно лубрикатор представлял собой корпус из трубы ø150 мм и длиной 4500 мм с фланцем в нижней части для соединения с отсекающей задвижкой.
К верху корпуса лубрикатора через фланец крепилось сальниковое устройство и кронштейн с направляющим роликом.
Перед монтажом в лубрикатор, находящийся в горизонтальном положении на земле, закладывали ТЭН. Кабель-трос диаметром 18 мм пропускали через сальниковый фланец, сальниковое устройство и отвернутую сальниковую крышку. Затем сальниковый фланец соединяли с верхним фланцем трубы лубрикатора, закручивали сальниковую крышку и закрепляли кабель-трос зажимом.
После этого лубрикатор в сборе с ТЭНом поднимали и устанавливали на отсекающую задвижку автокраном КС-2561Е, смонтированным на шасси грузового автомобиля ЗИЛ-130.
Кабель-трос наматывали на барабан лебедки.
Затем к скважине подходил автогидроподъемник на шасси грузового автомобиля ГАЗ-66.
Автоподъемником поднимали оператора на высоту лубрикатора. Оператор снимал зажим с кабель-троса. После этого открывали отсекающую задвижку и начинали спуск ТЭНа в скважину.
На лебедке был сконструирован счетчик метража кабель-троса и после спуска ТЭНа в интервал перфорации оператор закреплял зажим на кабеле, фиксируя положение ТЭНа.
Остаток кабеля сматывали с барабана лебедки и конец присоединяли к автотрансформатору.
Открывали арматурные пробковые краны на крестовине колонны и в скважину начинал поступать воздух. После этого включали ТЭН.
Расход воздуха на устье, то есть приемистость скважины непрерывно замерялась самопишущим дифманометром с записью показаний на диаграммных дисках.
Нагнетаемый воздух производит теплосъем с ТЭНа и раскаленным поступает в пласт. Понятно, что без подачи теплоносителя включенный ТЭН быстро сгорит. Также как кипятильник без воды. Поэтому на зажигательной скважине в период инициирования горения круглосуточно дежурили операторы. На скважине устанавливали вагончик для оператора. В случае прекращения подачи воздуха машинист компрессорной станции по телефону сообщал об этом оператору, который должен был немедленно отключить ТЭН.
По замерам температуры на забоях окружающих контрольных скважин после поджига пласта на нескольких элементах выяснилось, что для условий месторождения время инициирования составляло 11–25 суток.
По окончании инициирования горения ТЭН выключали. Кабель-трос отсоединяли от трансформатора и наматывали на барабан лебедки. Снимали зажим с кабель-троса и ТЭН поднимали в корпус лубрикатора. Фиксировали кабель зажимом, закрывали отсекающую задвижку и спускным краном сбрасывали давление воздуха в шлюзе-лубрикаторе.
После этого лубрикатор с ТЭНом демонтировали.
При этом подача воздуха для поддержания фронта горения непрерывно продолжалась.
В результате горения внутри пласта происходит термическая перегонка нефти и продавливание продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Остатки термической перегонки – это топливо, поддерживающее процесс внутрипластового горения. Зоны горения движутся от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Газы образующиеся при горении проталкивают нефть к добывающим скважинам.
Температура фронта горения составляла от 450 до 500 градусов по Цельсию.
При создании фронта горения происходит следующее:
- образуется сухая выгоревшая масса пористой горной породы с разрушением связей между твердыми частицами;
- легкие компоненты нефти переходят в газы, которыми насыщается коллектор перед фронтом горения;
- крекинг углеводородов входящих в состав нефти;
- уменьшается вязкость нефти перед фронтом горения из-за ее нагрева и смешивания с легкими фракциями;
- пластовая вода переходит в пар, который движется перед фронтом горения;
- асфальтены и парафины плавятся в порах коллектора.
Сначала процесс внутрипластового горения был начат на блоке 3 промысла ВВГ, на двух элементах – нагнетательных скважинах 82 и 80а. С дальнейшим подключением нагнетательных скважин наращивался объем закачки воздуха.
К концу формирования системы разработки на блоке 3 эксплуатировалось 10 нагнетательных скважин и 41 добывающая скважина. Здесь процесс внутрипластового горения (ВПГ) осуществлялся в чистом виде. То есть в продуктивные пласты закачивался только воздух.
Разработка блоков 1 и 2 началась в августе 1982 года. Процесс сухого ВПГ продолжался до июня 1985 года. Затем перешли на технологию внутрипластового влажного горения (ВВГ). Техническая вода подавалась в нагнетательные скважины поршневыми насосами через второй отвод крестовины колонны с расходом в соотношении один литр воды на один кубометр воздуха.
К концу формирования сетки скважин на блоках 1 и 2 работало 16 нагнетательных и 56 добывающих скважин.
Анализ разработки трех блоков промысла ВВГ показал, что процесс горения оказывал влияние на работу всех добывающих скважин. Рост устьевых давлений и повышенное содержание углекислого газа (до 12-15%) в их продукции явилось подтверждением реакции на процесс.
В результате всех проведенных исследований было установлено, что процесс ВВГ привел к существенному увеличению дебита добывающих скважин.
Также проведение опытно-промышленных работ по реализации ВВГ на месторождении выявило побочные нежелательные эффекты.
Высокая коррозионная активность в добывающих и нагнетательных скважинах приводила к обгоранию подземного оборудования, что чревато смятием обсадных колонн.
И опасность представляли прорывы газов горения и воздуха в добывающие скважины.
Основная сложность применения ВВГ – отсутствие надежных технических средств контроля нал распространением фронта горения и доступных средств управления процессом.
Процесс внутрипластового горения на Каражанбасе продолжали до 1996 года. А максимальная годовая добыча нефти на месторождении была достигнута в 1990 году – 1,3 млн. тонн.
Читаем продолжение: «Каражанбас. ПТВ.»