Анализ результатов применения термических методов увеличения нефтеотдачи на башкирском объекте

В 1983 году начато проведение опытно-промышленных работ по созданию тепловой оторочки в пласте и последующим ее перемещением за счет нагнетания холодной пресной воды. В 1985 году принимается решение о промышленном развитии технологии нагнетания горячей воды в пласт с созданием тепловой оторочки и последующей закачкой воды поверхностной температуры (ВГВ). Работы по освоению технологии ВГВ на первом этапе апробировались на участке из семи площадных элементов, которые впоследствии расширились до 42-х элементов теплового воздействия.

В 1986 году предложена ресурсосберегающая технология – импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт (ИДТВ), с января 1988 года осуществляется ее промышленное внедрение. В процессе внедрения и дальнейшего изучения особенностей технологии ИДТВ была предложена ее модификация – импульсно-дозированное воздействие с паузой (ИДТВ(П)). Промышленное внедрение этой технологии начато в январе 1990 года и продолжается в настоящее время. Технологии ИДТВ и ИДТВ(П) были использованы на 123 из 161 нагнетательной скважины, в которыхзакачивался теплоноситель.

В 1989-1994 г. г. проводились исследования по созданию и опытно-промышленному испытанию технологии теплоциклического воздействия на пласт через систему добывающих и нагнетательных скважин (ТЦВП). Единственным элементом, в котором были полностью реализованы принципы ТЦВП, стал элемент с центральной нагнетательной скважиной 857, на котором в период 1989-1990 г. г. осуществлялась закачка агента в добывающие скважины элемента с последующим их переводом в добычу. Всего был осуществлен один цикл. Дальнейшим развитием методов ТЦВП стала технология термоциклического воздействия на укрупненном элементе – ТЦВП-УЭ. Технологии ТЦВП не получили широкого промышленного применения на месторождении. Очевидно, что одним их основных препятствий дальнейшего развития технологии стало отсутствие теплоизолирующего оборудования в добывающих скважинах башкирского яруса, а также неполный охват нагнетательных скважин внешним обустройством для подачи к ним теплоносителя.

На рисунке 7.11 представлена динамика внедрения технологий теплового воздействия на пласт.

Рисунок 7.11 – Динамика внедрения технологий теплового воздействия

Из рисунка следует, что в период 1997-2002 г.г. объемы закачки теплоносителя сокращались, что было обусловлено сложными экономическими условиями. Чтобы избежать падения добычи нефти, с 1999 года проводятся мероприятия по интенсификации отбора жидкости, что неминуемо привело к снижению пластового давления. Поэтому в конце 2003 года было принято решение в зонах, неохваченных тепловым воздействием, обеспечить поддержание пластового давления закачкой подтоварной воды. Температура закачиваемой подтоварной воды соответствует уровню начальной пластовой температуры (Т_пл – 28 °С). Цель была достигнута, падение добычи прекратилось, и на протяжении шести лет она держалась на уровне 560 тыс. т в год, что свидетельствует об эффективности традиционного заводнения с целью поддержания пластового давления.

На рисунке 7.12 представлена схема охвата технологиями теплового воздействия. В большей степени применялась технология импульсно-дозированного воздействия, охватившая почти всю центральную часть залежи и небольшой участок на севере залежи. Применение тепловых методов в северной части площади началась сравнительно недавно, после 1995 года.

Рисунок 7.12 – Схема внедрения методов теплового воздействия

По состоянию на 01.01.2013 г. тепловое воздействие сосредоточено на северном участке залежи в зоне наибольших остаточных подвижных запасов (рис. 7.13).

Рисунок 7.13 – Схема применения методов теплового воздействия по состоянию на 01.01.2013г.

По состоянию на 01.11.2013 г. в пласты башкирского объекта закачано 30 млн. м³ теплоносителя и 9,6 млн. м³ пресной воды (холодной). За 2012 год – 343,2 тыс. м3 теплоносителя и 164,6 тыс. м³пресной воды (холодной) воды. В декабре 2012 года закачка теплоносителя осуществлялась в 21 паронагнетательную скважину со средней приемистостью 66 м³/сут при средней температуре на устье 214 °С.

В рамках данной работы был проведен гидродинамический расчет исторического периода разработки объекта с применением технологии стандартного заводнения (сточная вода) при фактических режимах работы скважин. Сопоставление этого расчета с расчетом фактического режима разработки позволяет оценить дополнительную добычу нефти за счет применения теплового воздействия. На 01.01.2013 г. за счет теплового воздействия добыто около 1 млн. т нефти (5 % от всей добычи за этот период).

Проанализированы данные по разработке 154 элементов, где осуществлялось тепловое воздействие. На участках с большими объемами закачки теплоносителя в поровых объемах наблюдаются более высокие значения КИН (табл. 7.6).

Таблица 7.6 – Зависимость КИН от объема закачки теплоносителя

Закачка теплоносителя, поровые объемы	До 1	1-2	>2
Текущий КИН, д. ед	0,25	0,29	0,35

Схема распределения элементов по текущей степени прокачки теплоносителя (объем закачки по элементу, отнесенный к поровому объему элемента) представлена на рисунке 7.14.

Рисунок7.14 – Объемы закачки теплоносителя

В 49 элементах реализована закачка теплоносителя в объеме, превышающем один поровый объем. На рисунке 7.15 представлена зависимость фактически достигнутого КИН от безразмерного объема закачки, которая носит оценочный характер. В ней не учитывается различия элементов по геолого-физическим характеристикам и особенностям реализации теплового воздействия. Тем не менее, зависимость достаточно хорошо показывает рост КИН с увеличением объемов прокачки теплоносителя, т. е. характеризует достигнутую технологическую эффективность теплового воздействия.

Рисунок7.15 – Зависимость КИН от объема прокачки теплоносителя

Сравнение выработки запасов на участках теплового воздействия с различной степенью прокачки, выявляет технологическое преимущество применения тепловых проектном объеме (2 V_пор).

На эффективность применения тепловых методов большое влияние оказало несовершенство системы закачки теплоносителя:

– прогрев на уровне выше эффективной температуры только 30 % объема элементов с термовоздействием, по залежи в целом – 20 % объема залежи из-за недостаточного объёма вырабатываемого теплоносителя (в среднем обеспечено только 0,9 V_пор вместо проектных 2 V_пор на элемент);

– невозможность выдерживания на забое нагнетательных скважин проектной температуры из-за тепловых потерь от выхода парогенератора до забоя (в отдельные периоды до 60 %);

– невыдерживание оптимальных объемов закачки для каждой скважины, так как практически отсутствует возможность регулирования объемов закачки по площади залежи;

– неравномерная выработка запасов (наиболее перекачаныпласты А_4-3 и А_4-4, наиболеевыработан пласт А_4-6, верхние пласты наименее выработаны) из-за недостаточно эффективной системы распределения объемов закачки теплоносителя по разрезу.

В настоящее время реализация тепловых методов на Гремихинском месторождении осложняется двумя факторами: техническим состоянием паротепловой системы и степенью выработки запасов (на 01.01.2013 г. отобрано 75% от НИЗ). Поддержание паротепловой системы требует больших капитальных вложений, поэтому основной задачей является повышение эффективности их использования.

Недостатки технологий теплового воздействия, связанные с однонаправленным вытеснением нефти в системе нагнетательная-добывающие скважины, могут компенсироваться широко применяемыми в отрасли технологиями по регулированию разработки. Примером такого подхода в условиях разработки Гремихинского месторождения являются работы по потококорректирующим технологиям в нагнетательных скважинах и физико-гидродинамическому воздействию на пласт в добывающих скважинах. Виды технологий, объемы и результаты этих работ на месторождении за последние пять лет представлены в разделе 7.2.

В конце 2011 года на участке теплового воздействия башкирского объекта были проведены опытные работы по закачке композиции ГАЛКА в восемь паронагнетательных скважин. В качестве агента закачки использовался раствор композиции РВ-3П-1 на минерализованной технической воде в отношении 1:4. По результатам анализа первого этапа опытных работ можно сделать следующие выводы:

– положительная динамика по росту дополнительной добычи нефти наблюдалась в первые два месяца после обработок;

– отмечено локальное снижение обводненности (до 5 %) по реагирующим добывающим скважинам;

– согласно расчётам дополнительная добыча по нефти на конец марта 2012 годасоставила 740 т ( 247 т/мес) при снижении объема попутно-добываемой воды на 14,4 тыс. т;

– по единственному снятому после обработки профилю приемистости изменений не прослеживается;

– имели место потери нефти из-за отказов добывающей фонда по причине солеотложения карбоната кальция на узлах ЭЦН из-за несовместимости пластовых (сильноопресненных) вод и подтоварной воды, использованной для приготовления раствора термогеля, при повышенных значениях рH среды в зоне реакции и наличии СО₂, выделившегося из раствора;

– предлагается продолжить опытные обработки с использованием раствора ТГК «Галка» в соотношении 1:2 на пресной воде с добавлением ингибиторов солеотложений.