Благодаря наличию богатой ресурсной базы добыча сырой нефти в Республике Казахстан в 2013 году составила свыше 80 млн. тонн. Однако в ближайшие годы увеличение добычи возможно только за счёт месторождений, находящихся в разработке, причём доля трудноизвлекаемых разведанных запасов постоянно растёт, а их последующая добыча требует больших капитальных вложений. Кроме того, добыча углеводородов на ближайшую перспективу полностью зависит от технического переоснащения разрабатываемых на сегодня месторождений.
Поскольку в Казахстане после Тенгиза не ожидается открытия других материковых высокодебитных месторождений, в перспективе предстоит осваивать лишь морские месторождения, что связано с большими инвестиционными и эксплуатационными расходами. На суше многие казахстанские месторождения находятся в эксплуатации уже достаточно длительное время и являются малодебитными. На этих месторождениях систематически снижается добыча нефти, ухудшаются условия эксплуатации скважин, растут потребности в капитальных вложениях, непрерывно удорожается добыча одной тонны нефти.
Месторождение Каражанбас, расположенное на полуострове Бузачи в Мангистауской области Западного Казахстана, характеризуется высокой вязкостью и большой смолистостью нефти при значительном содержании сернистых соединений. В состав нефти в промышленных концентрациях входят ванадий и никель, что накладывает ограничения на применение термических методов повышения отдачи пластов.
Нефть меловых и юрских продуктивных горизонтов в пластовых условиях при температуре 26–36 0С и давлении 3,6–4,8 МПа имеет плотность 920–930 кг/м3, вязкость 200–400 мПа·с, газонасыщенность до 10 м3/т, давление насыщения газом 1,5–4,2 МПа. Содержание твёрдых парафинов невелико (менее 1,5 %), но концентрация асфальтенов и смол достигает 25 %, что придаёт нефти специфические, в том числе, неньютоновские свойства [4].
Помимо уникальных свойств нефти, для месторождения Каражанбас характерны небольшие глубины залегания продуктивных пластов (230–460 м), малоамплитудные тектонические нарушения и литолого-фациальная изменчивость пород, их слоистость, широкое развитие трещин, низкие пластовые температуры и давления. Пористость изменяется от 20 до 40 %, проницаемость — от 0,02 до 8 мкм2. Такие условия не благоприятны для заводнения и требуют адресно-ориентированных способов разработки с индивидуальными методами воздействия, о чём убедительно свидетельствует мировой опыт добычи высоковязкой ванадиеносной нефти [2, 4].
В начале 80-х годов XX века на месторождении Каражанбас были начаты опытно-промышленные работы по реализации влажного внутрипластового горения (ВВГ) и паротеплового воздействия (ПТВ). Со временем была установлена недостаточная технологическая эффективность методов, что отчасти явилось следствием невыполнения проектных решений, а также значительной зональной и послойной неоднородности пластов на участках с низкими нефтенасыщенными толщинами. В дальнейшем требования к системе воздействия были дополнены пароциклическими обработками всех добывающих скважин, которые предлагалось бурить по конструкции нагнетательных, и новыми технологиями, такими как: двухэтапное формирование тепловой оторочки теплоносителя; полимерно-тепловое воздействие; периодическое нагнетание окислителя; ВГ в сочетании с пенными системами [2].
Вместе с тем форсирование отборов из новых скважин с целью интенсификации добычи привело к снижению пластового давления ниже давления насыщения, ухудшению условий выработки запасов и извлечения нефти. Кроме того, при разогреве пластов по способу внутрипластового горения резко снижается попутное извлечение ванадия и других металлов, которые концентрируются в коксовом остатке из сгорающего топлива. В результате ВГ безвозвратная потеря ванадия в среднем может составить треть от его извлекаемых запасов, потеря металлов при ПТВ — 10–15 %.
В настоящее время на месторождении Каражанбас факторами, осложняющими эксплуатацию действующего добывающего фонда скважин, кроме высокой вязкости нефти являются растущая обводнённость, большое содержание механических примесей (песка) в продукции скважин, накопление органических и неорганических отложений в скважинном оборудовании, износ и коррозия. Проблема с обводнённостью добываемой продукции возникла с начала разработки месторождения. В этот период ликвидация водопроявлений осуществлялась путём закачки в скважины вязкоупругих композиций различных составов. Проведённые методом спектрального анализа исследования минеральной составляющей асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) показали, что выделенные из АСПО механические примеси представляют собой кремнистый песок, содержание которого в среднем превышает 90 % [3].
Проблемы, связанные с разрушением структурного каркаса породы, миграцией и выносом дезагрегированного материала в добывающие скважины, осложняют разработку многих месторождений тяжёлых высоковязких нефтей с неглубоким залеганием пластов. Для механизированной добычи в настоящее время разработаны и применяются низкотемпературные технологии, не ограничивающие, а стимулирующие вынос песка в скважины. В мире широко известна технология «холодной» добычи тяжёлой нефти вместе с песком — CHOPS. Данная технология относится к нетрадиционным способам первичной добычи и отличается тем, что песок специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Схема способа приведена на рис. 3, её описание даётся в литературе [7].
Авторы [7] отмечают, что способ реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах, оборудованных винтовыми насосами кавитационного типа. Сообщается, что темп добычи не менее чем на порядок выше по сравнению с традиционными способами первичной разработки, а прирост коэффициентов отдачи говорит о возможности дополнительного извлечения нефти в диапазоне 8–15 % от начальных геологических запасов. В качестве одного из условий эффективной добычи рассматривается довольно быстрое, от нескольких недель до нескольких месяцев, первоначальное снижение давления в пласте, а в дальнейшем — поддержание максимально низкого давления на забое скважины и в призабойном участке пласта.
Рис. 1. Способ «холодной» добычи нефти [7]
Специфика воздействия на пласт заключается в том, что при добыче песка в породе образуются протяжённые каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины»). Эти каналы, как показано на рисунке 2, разрастаются вглубь нефтеносных отложений на расстояния свыше 200 м от забоев и обеспечивают устойчивую гидродинамическую связь скважин с пластом [7].
Рис. 2. Протяжённые каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины») [7]
Наиболее убедительные результаты применения технологии CHOPS получены при разработке участков месторождений высоковязкой нефти в Ллойдминстере (Западно-Канадский осадочный бассейн). С одной стороны, накопленный промысловый опыт «холодной» добычи, способствовал выработке универсальных принципов эксплуатации, оптимальных для самых разнообразных полевых условий, с другой — позволил установить факторы, снижающие эффективность технологии. Одним из таких факторов является непродолжительный срок эксплуатации скважин, ограниченный способностью «червоточины» непрерывно пропускать через себя песчано-жидкостную смесь по всей длине. Неконтролируемое образование песчаных пробок ведёт к закупориванию сети «червоточин» вблизи скважин или на удалении от них, блокированию притока жидкости и прекращению эксплуатации. Второй негативный фактор — это ускоренное обводнение пласта и скважин через сеть сообщающихся «червоточин».
Всё же, несмотря на то, что многие скважины эксплуатируются не более 8–10 лет, с помощью «холодной» добычи в Западной Канаде добывается почти половина вязкой нефти — порядка 230 000 баррелей в сутки. В работе [7] перечислены основные требования к нефтяному пласту — потенциальному объекту «холодной» добычи: коллектор — не слежавшиеся чистые пески (с низким содержанием мелких фракций); нефть — подвижная, с вязкостью ближе к нижнему пределу и минимальным начальным газосодержанием. Толщина продуктивного пласта существенной роли не играет, это является преимуществом способа «холодной» добычи, который пригоден для использования в тонких песчаных пластах с эффективными толщинами порядка 2 м.
Геолого-физические условия, характерные для нефтеносных пластов в западной части Канады, встречаются на нефтяных месторождениях других регионов, например, на Аляске и в Калифорнии (США), Колумбии, Венесуэле, России, Албании, Омане, Кувейте, а также в Казахстане [7].
С 2000 года метод добычи высоковязкой нефти с выносом пластового песка применяется на месторождении Каражанбас. Промысловые данные свидетельствуют [5], что из-за меньшей вязкости нефти продуктивность скважин месторождения Каражанбас при использовании данного метода выше, чем на месторождениях Канады. Отмечается, что продуктивность скважин в процессе добычи с одновременным выносом пластового песка в 3–6 раз выше по сравнению с показателями, характерными для методов, ограничивающих пескопроявление.
Вместе с тем дебит песка на месторождении Каражанбас больше, чем на типичных канадских месторождениях, где он составляет 0,2–0,3 % от добываемой жидкости и не создаёт проблем при стандартных режимах работы глубинных насосов. Согласно опубликованным данным [6], на месторождении Каражанбас причины отказов винтовых и штанговых глубинных насосов распределяются следующим образом: коррозия-износ — 48 %, забивание песком и парафином — 26 %, пропуск клапанов — 24 %. Показатели по выносу песка из скважин местами доходят до 10 % от объема продукции, в отдельных случаях достигая 30 кг/м3. Недостатки винтовых насосов с поверхностным приводом в условиях выноса песка во многом повторяют те, которые имеют место для штанговых (ШГН) и электроцентробежных (ЭЦН) насосов. Основными причинами отказов ЭЦН являются засорение рабочих органов и забивание фильтров механическими примесями, ШГН — скоротечный износ клапанов и других частей. Эти явления чаще встречаются на скважинах после освоения и на скважинах, расположенных в зонах низкого давления.
Также отмечается [1], что рост градиента давления приводит к интенсификации процесса суффозии. Это, с одной стороны, увеличивает фильтрационную способность пород, а с другой — создаёт риск образования критической пористости, особенно вблизи забоя скважины, и провоцирует пластический характер деформации нефтяного пласта вне «червоточин».
Несмотря на отмеченные недостатки, анализ опыта разработки месторождения Каражанбас позволяет заключить, что вынос пластового песка — целесообразный и технологически важный аспект при добыче высоковязкой ванадиеносной нефти [1, 8]. В течение 12–18 месяцев достигается уровень общей добычи 30000 тонн, и по истечении 18–30 месяцев скважины продолжают работать с хорошими дебитами. В качестве примера, наглядно иллюстрирующего эффективность метода, автор [5] упоминает скважину № 2719, показатели которой до и после применения технологии добычи нефти с выносом песка воспроизведены на рисунке 3. Из построений видно, что обводнённость остаётся на приемлемом уровне, и приток воды не препятствует экономически выгодному извлечению нефти.
Рис. 3. Динамика показателей скважины № 2719
Общеизвестно, что применение наземных теплогенерирующих установок в экономическом отношении повышает капитальные вложения и эксплуатационные затраты на обслуживание. Кроме того, процесс сжигания топлива для выработки пара относится к технологиям, выбрасывающим в атмосферу большое количество загрязняющих веществ. Метод «холодной» добычи тяжёлой нефти с песком позволяет избежать расходов, связанных с производством пара, и одновременно позволяет разрабатывать тонкие нефтенасыщенные пласты, эксплуатировать которые термическими или традиционными методами невозможно [9]. При этом в силу благоприятного температурного режима обеспечивается 100 %-ное извлечение ванадия и никеля, что создает предпосылки для комплексной высокоэффективной эксплуатации, переработки продукции и снижения экономических потерь.
На основе изучения промысловых данных месторождения Каражанбас и опыта разработки месторождений-аналогов ожидается [1, 5, 8], что дальнейшее использование метода добычи с выносом пластового песка позволит достичь коэффициента нефтеотдачи свыше 25 %. В более мощных пластах за счёт поэтапного внедрения других технологий, в том числе, высокотемпературных методов коэффициент нефтеотдачи может быть увеличен до 40 % и более к завершающей стадии разработки.
Заключение
Уровень развития нефтегазовой отрасли, современное состояние техники и технологии добычи нефти в Республике Казахстан соответствуют среднеотраслевому уровню бывшего СССР, по ряду направлений реализуются передовые технологии. Перспективы добычи тяжёлой высоковязкой нефти с учётом экономической ситуации и конкретных геолого-физических условий ориентированы на методы, не связанные с прогревом пласта и стимулирующие вынос песка в скважины.
Месторождение Каражанбас обладает рядом характеристик, благоприятных для реализации технологии «холодной» добычи нефти с песком. К их числу относятся: неглубокое залегание пластов, сложенных преимущественно высокопористым слабосцементированным песчаником и аккумулирующих тяжёлую высоковязкую нефть; низкая насыщенность нефти растворённым газом, в основном состоящим из метана; отсутствие активных подошвенных вод.
Главным фактором существенного увеличения объёма добычи нефти является извлечение большого количества песка и суффозия слабосцементированного коллектора. Традиционные методы первичного извлечения нефти с установкой насоса выше интервала перфорации, поддержанием высоких динамических уровней и ограничением отборов жидкости сдерживают вынос песка и снижают эксплуатационные затраты, но одновременно не позволяют многим скважинам работать с потенциально высокими дебитами. По низкопродуктивным скважинам дебиты, составляющие в обычном режиме эксплуатации 2–5 тонн в сутки, в результате «холодной» добычи могут увеличиться до 10–15 тонн в сутки [5].
Для непрерывного извлечения газожидкостной смеси с песком и создания значительных депрессий требуется применение винтовых насосов. Данный способ эксплуатации обеспечивает стабильную продуктивность добывающих скважин при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом. Для месторождения Каражанбас это особенно актуально, поскольку разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения не превышает 2 МПа, уменьшаясь от периферии к своду структуры. Таким образом, область эффективного применения технологии «холодной» добычи тяжёлой высоковязкой нефти расширяется, хотя проблема износоустойчивости оборудования окончательно не решена.
Литература:
1. Айткулов А. У. Повышение эффективности процесса регулирования разработки нефтяных месторождений / А. У. Айткулов. — М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — 273 с.
2. Байбаков Н. К. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом // Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев, Д. Г. Антониади, В. Г. Ишханов. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 181 с.
3. Батманов К. Б. Исследование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) месторождения Каражанбас / К. Б. Батманов // электр. науч. жур. «Физико-химический анализ свойств многокомпонентных систем». — 2008. — Вып. 6. — С. 1–8. –(http://fh.kubstu.ru/fams/issues/issue06/st0614.pdf).
4. Игембаев И. Б. Разработка рациональной технологии теплового воздействия на высоковязкие нефтяные пласты с применением горизонтальной скважины: дисс. … доктора философии (Phd): 6D070800; [Место защиты: Казахский национальный Технический Университет им. К. И. Сатпаева] / И. Б. Игембаев. — Алматы, 2012. — 151 с.
5. Кабдушев А. А. О применении технологии «холодной» добычи нефти с выносом песка на месторождении тяжёлой нефти «Каражанбас» / А. А. Кабдушев // Научная мысль информационного века. Технические науки: сб. материалов международной науч.-практ. конф. — Publishing house «Education and Science», 2013. — (http://www.rusnauka.com).
6. Каражанова М. К. Повышение технико-экономических показателей работы скважин на основе анализа и оценки надёжности насосного оборудования: автореф. дисс. … доктора философии по техническим наукам: 2525.01; [Место защиты: Институт Геологии и Геофизики НАН Азербайджана] / М. К. Каражанова. — Баку, 2014. — 22 с.
7. Савацки Р. Холодная добыча на западе Канады: шаг вперёд в первичной добыче нефти / Р. Савацки, М. Уэрта, М. Лондон, Б. Меца // Rogtec. — С. 68–74. — (http://www.rogtecmagasine.com).
8. Анализ разработки месторождения Каражанбас: отчёт по дог. 006/03 / ТОО «Caspian Energy Resource»; исп. Миннибаева С. Б., Чеботарёв С. Ю. и др. — Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2003. — 220 с.
9. Maurice B. Dusseault. CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand) Development Strategy for the Karazhanbasmunai Joint Venture, Aktau Province, Kazakhstan. — University of Waterloo. Prepared for Karazhanbasmunai Joint Venture. — October, 2003. — 422 p.
