Тепловые методы увеличения нефтеотдачи на месторождении Тенгиз

Аннотация. В данной статье авторы рассматривают тепловые методы увеличения нефтеотдачи на месторождении Тенгиз, в Атырауской области Казахстана. Авторами был проведен анализ эффективности применяя тепловых методов увеличения нефтеотдачи, а также ограничения при применении данных методов.

Ключевые слова: нефтеотдача, Тенгиз, Казахстан, тепловой метод, нефть

Введение

В настоящее время большинство крупных месторождений находятся на поздних стадиях разработки, добыча падает, и это требует использования методов повышения нефтеотдачи. За последние десятилетия было разработано и прошло полевые испытания достаточно большое количество различных методов увеличения нефтеотдачи. Некоторые из них оказались технологически и экономически неэффективными, а другие, напротив, привели к значительному увеличению производства и широко используются сегодня во многих областях.

Мы можем добиться роста добычи двумя способами: найти новые запасы и увеличить добычу нефти для существующих активов. Однако качество запасов продолжает ухудшаться, в новостях, правительство Казахстана ранее говорила о снижении мест добычи нефти и других полезных ископаемых. В результате становится важным второй путь, разработка и более широкое применение методов увеличения нефтеотдачи, в данной статье мы рассмотрим именно тепловые методы. Исходя из этого мы ставим цель исследования, которая заключается в обзорном анализе тепловых методов увеличения нефтеотдачи на месторождении Тенгиз.

Метод исследования заключается в обзорном анализе и носит описательный характер и основано на некоторых показателях глобального экономического развития. Исследование в основном сосредоточено на контексте применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи на месторождении Тенгиз.

Проблема исследования заключается в том, что в данной области исследования недостаточно работы которые затрагивают методы увеличения нефтеотдачи в Казахстане, в том числе тепловой метод. Большинство написанных трудов по данной теме являются зарубежными и основаны на примерах зарубежных компании, в связи с чем, существует нехватка проведенных исследовании и опубликованных статьи в данной области отечественных авторов.  

Основная часть

Тепловые методы считаются наиболее подготовленными технологически и технически из всех методов увеличения нефиеотдачи. Эти методы могут быть использованы в самых сложных физических и геологических условиях и позволяют добывать нефть с вязкостью в десятки и сотни тысяч мПа. Кроме того, конечная добыча нефти увеличивается с 6-20% до 30-50%, цифры могут быть достигнуты только тепловыми методами. Современная теория термального стимулирования нефтяных резервуаров закачкой теплоносителя или затоплением основана на теории многофазной многокомпонентной фильтрации, которая также учитывает фазовый переход и химические реакции (в основном окислительные) [1, с. 97].

Основным преимуществом тепловых методов перед другими технологиями методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является одновременное гидродинамическое и термодинамическое воздействие. Тепло влияет на все компоненты резервуара (твердый, жидкий, газообразный) и радикально меняет контекст и условия фильтрации. В результате уменьшается вязкость масла, что увеличивает подвижность масла, ухудшаются структурно-механические свойства, уменьшается толщина пограничных слоев, улучшается капиллярная пропитка, газифицируются нефтяные фракции, улучшается смачиваемость вытесняющего агента, а следовательно, повышается эффективность вытеснения и предельное восстановление, методы не имеют альтернативы для разработки месторождений высоковязкой и сверх вязкой нефти. Увеличение добычи нефти до 50% и выше соответствует удвоению экономических запасов этих месторождений. Термические методы являются одной из важнейших технологий разработки месторождений тяжелой нефти, как единственного метода, так и в сочетании с другими технологиями. Эта тенденция сохранится в будущем [2, с. 152].

На сегодняшний день Тенгиз является одним из самых крупных месторождении нефти в Казахстане. Тенгиз (каз. Теңіз — «море») — нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 350 км к юго-востоку от г. Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году [3]. На данный момент на месторождении Тенгиз работают четыре компании по нефтедобычи, а именно АО НК «Казмунайгаз» (20 %), «Chevron Overseas» (50 %), «Exxon Mobil» (25 %) и «ЛукАрко» (5 %). Как видите доля Казахстана на данном месторождении составляет 20%, все остальные являются зарубежными [4, с. 87].

На месторождения Тенгиз активно применяется тепловой метод увеличения нефтеотдачи. В последнее годы ранее перечисленные компании работающие на Тенгизе ведут большую работу по внедрению и сопровождению технологий МУН. На данный момент они применяют: тепловые методы и закачки пара в нагнетательные скважины, а также закачки горячей воды с температурой 90 и 140⁰ С [5, с. 59].

Также на месторождениях Тенгиз активно применялась технология продвижения теплового фронта от нагнетательной к добывающей скважине в период с 2010 – 2017 года. В ходе исследования мы рассмотрели расчеты продвижении теплового фронта от нагнетательной к добывающей скважине на месторождении Тенгиз (см. рис. 1).

Рисунок 1. Распределение температуры в пласте при нагнетании горячей воды

Из графиков следует, что при постоянной закачке горячей воды в добывающую скважину, удаленную на 120 м от нагнетательной скважины, прогрев нефти до 40 0 С возможен не ранее, чем через 3 года, а до 60–70 0 С – через 5–7 лет. Данная технология реализована на опытных участках месторождения тенгиз, и мониторинг, проводимый Компанией АО «Казмунайгаз» показывает, что температура пласта за последние несколько лет повысилась в отдельных скважинах незначительно – всего на 3–4⁰С. Применение в качестве теплоносителя горячей воды, несмотря на большую доступность, требует дополнительных капитальных вложений на обустройство участка печами нагрева воды, подвода топливного газа, сопряжено со значительными эксплуатационными затратами. В итоги после окончания применяя данного МУН компании опубликовали отчет и отметили, что с ростом обводненности пластовой продукции эффективность тепловых методов снижается, т.к. часть тепла расходуется на нагрев воды. В связи с эти на данный момент компании оставили методы закачки пара в нагнетательные скважины, а также закачки горячей воды с температурой. Однако важно отметить, что в период 2018 года компании анонсировали новый проект, где будет применять тепловой метод совместно с химическим методом. Они основаны на различных типах физических и химических воздействий на образование тепла, кислотных, щелочных обработок или их комбинаций. Отдельно, как наиболее эффективный метод позиционируется гидродинамическое разрушение, однако было сказанно, что в связи с ограничениям это метод будет применяться тока в определенных участках, где нет высокого содержания паров.

Как мы ранее упоминали компании применяют методы закачки пара в нагнетательные скважины.

Вытеснение нефти паром, метод увеличения нефтеотдачи, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефти. В этом процессе пар нагнетается с поверхности в резервуары с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паровые нагнетательные скважины, расположенные внутри нефтяного контура. Пар, имеющий высокую теплоемкость, вносит значительный объем тепловой энергии в пласт, который расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширения всех агентов, которые насыщают пласт - нефть, вода, газ. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, варьирующейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400–200 ° C), в которой легкие фракции извлекаются из нефти (перегонка нефти) и паров передается (вытесняется) резервуаром, т.е. совместной фильтрацией фракций пара и легкой нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200 ° С) до пласта, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной температурой пласта, не охваченная тепловым воздействием, в которой нефть вытесняется пластовой водой [5, с. 61].

При нагреве пласта происходит перегонка нефти, уменьшение вязкости и объемного расширения всех пластовых агентов, изменение фазовой проницаемости, смачиваемости породы и подвижности нефти, воды и т. д.

Указанные технологии значительно повлияли на улучшение состояния разработки нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, значительно подняли уровни добычи нефти, продлили рентабельную эксплуатацию залежи и существенно повысили коэффициент извлечения.

Специалистами компании на месторождениях Тенгиз выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по обоснованию энергоресурс сберегающих технологий разработки место рождений высоковязкой (тяжелой) нефти и природных битумов: созданы новые алгоритмы математического моделирования многофазной фильтрации в анизотропных сложно структурированных, трещиноватых и пористых средах, что позволяет с большей точностью и надежностью осуществить прогноз показателей разработки месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти; обоснованы основные базовые пара метры технологии извлечения высоковязкой нефти и природных битумов на основе закачки в пласт углеводородных растворителей; показана перспективность применения для добычи высоковязкой нефти из карбонатных коллекторов биотехнологии, основан ной на активации бродильных и метанобразующих микроорганизмов нефтяного пласта.

Заключение

В заключение еще раз хотелось бы акцентировать внимание на том, что общей тенденцией мировой нефтяной отрасли является уменьшение запасов легкой нефти. Сейчас практически весь прирост запасов происходит за счет тяжелой вязкой сернистой нефти. В связи с этим разработка недорогих и эффективных процессов добычи тяжелой нефти является актуальной проблемой для всей мировой нефтедобывающей промышленности. Внедрение указанных инновационных технологий позволяет резко улучшить состояние разработки нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, значительно поднять уровни добычи нефти, продлить рентабельную эксплуатацию залежи и существенно повысить извлечение углеводородного сырья.