Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Создание и исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Создание и исследование комплекса технологий для эффективной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти с применением термического воздействия на продуктивный пласт"
УДК 622.276.76
На правах рукописи
г>
I
ЗАРИПОВ АЗАТ ТИМЕРЬЯНОВИЧ
СОЗДАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОЙ РАЗРАБОТКИ МЕЛКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ
Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
2 э АПР т
005567902
Бугульма-2015
005567902
Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти «ТатНИПИнефть»
Научный консультант
Официальные оппоненты:
Ведущая организация
— Ибатуллин Равиль Рустамович,
доктор технических наук, профессор, академик Академии наук Республики Татарстан, директор ТАЛ Ойл Лимитед
— Золотухин Анатолий Борисович,
доктор технических наук, профессор, Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, Советник ректора, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», научный руководитель Института арктических нефтегазовых технологий
— Ленченкова Любовь Евгеньевна,
доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»
— Владимиров Игорь Вячеславович,
доктор технических наук, профессор, заместитель генерального директора общества с ограниченной ответственностью «Конкорд»
— Открытое акционерное общество «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова»
Защита состоится 26 мая 2015 г. в 10м часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.
Автореферат разослан 16 апреля 2015 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук, профессор
Худякова Лариса Петровна
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Истощение запасов основных разрабатываемых горизонтов крупных нефтяных месторождений, в частности Республики Татарстан (РТ), заставляет обращать все большее внимание на менее исследованные мелкозалегаю-щие отложения (казанский, уфимский и др. ярусы пермской системы), где имеются большие запасы тяжелой нефти и природных битумов. Эти запасы сосредоточены на сравнительно небольшой глубине (44-350 м), но в силу высокой вязкости относятся к трудноизвлекаемым. Применяемые и испытанные в Татарстане (1978-2005 гг.) в различных масштабах технологии скважинной добычи на двух мелкозалега-ющих месторождениях тяжелой нефти Мордово-Кармальском и Ашальчинском не дали ощутимых технологических и экономических результатов.
Неблагоприятные геолого-физические факторы (особенности геологического строения, высокая вязкость нефти, малые пластовое и горное давления, низкая температура) не позволили успешно вести разработку месторождений тяжелой нефти РТ с использованием вертикальных скважин (ВС).
Большинство залежей тяжелой нефти шешминского горизонта уфимского яруса и других перспективных отложений пермской системы нередко расположены под населенными пунктами или промышленными объектами, реками, родниками и памятниками природы или же вблизи их, что налагает ограничения на систему разработки. Требуется учет экологической обстановки на каждом конкретном месторождении, а также природных и гидрогеологических условий залегания продуктивных отложений шешминского горизонта.
В настоящее время рентабельная разработка месторождений тяжелой малоподвижной и высоковязкой нефти и природных битумов — достаточно сложная научно-техническая проблема. Необходим целый комплекс методов и технологий добычи тяжелой нефти за счет внедрения принципиально новых высокоэффективных систем разработки с применением вертикальных и горизонтальных скважин, что позволит снизить риск получения неудовлетворительных результатов и связанных с этим экономических потерь при их внедрении. В связи с этим проблема разработки комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти мелкозалега-ющих залежей приобретает особую актуальность.
Цель работы — создание комплекса технологий эффективного извлечения тяжелой нефти с применением термического воздействия на пласт на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процесса вытеснения тяжелой нефти из мелкозалегающих залежей с низкими пластовыми давлением и температурой совместным применением систем горизонтальных скважин и термических методов.
Задачи исследований.
Изучение особенностей геологического строения мелкозалегающих залежей тяжелой нефти и природных битумов, влияющих на выбор рациональной системы разработки.
Анализ, исследование и совершенствование систем размещения скважин и способов извлечения тяжелой нефти и природных битумов.
Создание новых технологических решений задачи увеличения охвата пласта воздействием при закачке пара.
Увеличение полноты извлечения природного углеводородного сырья в различных геолого-физических условиях из залежей тяжелой нефти и природных битумов при низких пластовых давлениях и температурах с использованием комплексных технологий.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе научного анализа и обобщения опыта разработки и эксплуатации мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана, исследований особенностей теплового воздействия с применением программ численного математического и физического моделирования процессов многофазного течения флюидов и проведением опытно-промышленных работ (ОПР) в промысловых условиях.
Научная новизна результатов работы:
- научно обоснована комбинированная система разработки для условий шеш-минского горизонта, характеризующегося утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщенной толщины к центру залежи, а также незавершенностью формирования водонефтяного контакта (ВНК), включающая бурение парных в центральной части и одиночных горизонтальных скважин — в периферии;
при дренировании продуктивного пласта с помощью пар горизонтальных скважин, разнесенными по вертикали:
- определены критерии эффективности применения технологии парогравита-ционного дренирования в условиях неравномерного условного ВНК;
- установлена корреляция между расстоянием парной добывающей скважины от ВНК и объемом невовлеченных в разработку запасов нефти;
- отмечено явление продвижения потоков нагретой нефти и конденсата пара в продуктивном пласте ниже современного ВНК под действием гравитационных сил, а также избыточного давления паровой камеры, которое в 2-3 раза выше начального пластового;
- на основе результатов исследований термометрии, сопоставления изменения динамики добычи и закачки пара соседних горизонтальных скважин установлено, что за счет гидродинамической интерференции и соединения паровых камер соседних горизонтальных скважин между ними происходит переток нефти;
- установлено, что начало закачки растворителя на стадии, когда достигнуты устойчивое развитие паровой камеры и сохранение в ней высокой температуры, приводит к тому, что растворитель на начальном этапе не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью и работая на довытеснение остаточной нефти;
- в условиях мелкозалегающих залежей с пластовым давлением 0,5 д. ед. от гидростатического, в частности для условий шешминского горизонта, при реализации пароциклического метода низкого давления за счет отбора при давлениях ниже упругости пара воды (давления насыщения водяного пара) реализуется вытеснение из удаленных зон пласта паровой фазой.
Научно обоснован комплекс новых технологических решений, базирующийся на результатах исследований, в частности:
1. Установлено, что в промежутке между соседними парами горизонтальных скважин в интервале «добывающая скважина - ВНК» образуется застойная зона нефти, не охваченная влиянием паровой камеры.
2. Установлено, что размещение между парами парогравитационных скважин уплотняющих одиночных горизонтальных скважин ниже уровня парной добывающей горизонтальной скважины (ГС) позволяет увеличить конечный коэффициент
извлечения нефти (КИН). При этом, чем ниже расположена уплотняющая скважина, вплоть до отметки ВНК, тем выше конечный КИН.
3.На результативность мероприятия по уплотнению сетки влияет не только расположение скважины, но и период ввода между основной и уплотняющей скважинами в эксплуатацию - в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию нефтеотдача может быть увеличена от 1,0 до 4,7 % без дополнительной закачки пара, период выработки запасов сокращен в 1,2-1,6 раза.
4. Установлено, что защемленная нефть в неохваченной области становится частично подвижной в результате нагрева от соседних парных нагнетательных скважин после закачки пара в количестве 0,42-0,45 объема пор. При пароциклической обработке (ПЦО) уплотняющей скважины, проводимой в течение первых двух лет, значение КИН может быть увеличено на 6,6 %, при ПЦО в течение одного года -на 3,1 %.
5. Установлено, что на показатели эксплуатации влияет как расхождение горизонтального участка стволов по вертикали, так и по горизонтали. Расчеты распространения тепловой камеры в пласте показали, что отклонение конечных точек по горизонтали на расстояние более 3 м приводит к резкому снижению дебита нефти.
6. На примере эксплуатации двухустьевых и одноустьевых пар скважин показана их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность добычи нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды.
Защищаемые положения.
Принципы размещения горизонтальных скважин при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти, выбора месторасположения горизонтальных стволов для условий шешминского горизонта.
Методические решения задачи увеличения охвата пласта воздействием путем закачки пара, изменения интенсивности системы теплового воздействия во времени при технологии парогравитационного дренирования.
Новые технологические решения скважинной разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти и природных битумов.
Практическая ценность результатов работы. Автором исследованы особенности разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Татарстана и созданы
методы и технологии разработки, позволяющие уменьшить затраты на добычу, выбрать оптимальные параметры закачки и отбора продукции, увеличить охват пласта, эффективно использовать горизонтальные скважины, сократить энергозатраты, повысить конечный КИН и, в результате, увеличить эффективность разработки залежей тяжелой нефти.
Выполнена приоритезация стадийности проведения геологоразведочных и опытно-промышленных работ, позволяющая с требуемой достоверностью поэтапно оценивать и подготавливать запасы тяжелой нефти для выбора стратегии освоения и промышленного разбуривания.
Определена оптимальная тактика промышленного освоения разбросанных по большой площади и мелких по запасам мелкозалегающих залежей тяжелой нефти шешминского горизонта — разбуривание и ввод в разработку в первую очередь наиболее крупных залежей, затем соседних залежей как «спутников» по мере уточнения геологических запасов нефти и высвобождения мощностей установок подготовки. Предложена градация ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку.
Одной из мер стимулирования отбора с применением дополнительной уплотняющей скважины в период отсутствия нагрева со стороны паровой камеры является циклическое воздействие паром.
По изменению температуры можно судить о размерах и форме паровой камеры, образуемой в результате эксплуатации, — по мере формирования паровой камеры необходимо производить углубление подвески насосной установки.
Предлагаемая комбинированная система разработки позволяет учесть экологические ограничения разработки термическими методами и учитывает геолого-физические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта. Наличие более надежной покрышки на периферии залежи позволяет вести па-роциклическое воздействие в этой зоне на более эффективных технологических режимах.
Полученный опыт разработки залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения предполагается использовать при планировании разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти Черемшано-Бастрыкской разведочной зоны, имеющих сходные поверхностные и геолого-физические условия.
Основные положения диссертационной работы использовались при составлении технологических схем разработки 19 залежей тяжелой нефти (в том числе Ашальчинского) месторождений Татарстана, Программы промышленного освоения месторождений «Технико-экономическое обоснование освоения месторождений сверхвязких нефтей на лицензионных территориях ОАО «Татнефть» (протокол ОАО «Татнефть» исх. № 18572 от 10.12.2008 г.; протокол ТО ЦКР Роснедра по РТ №847 от 24.12.2008 г.).
Разработаны, защищены патентами и реализуются на Ашальчинском месторождении комплекс мероприятий: технологический процесс теплового воздействия на пласт с использованием горизонтальных скважин с выходом на поверхность, одиночных горизонтальных скважин, закачки теплой попутно-добываемой воды в глубокозалегающие продуктивные пласты. Техническая новизна предложенных способов подтверждена 22 патентами РФ на изобретения.
Апробация результатов работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научных конференциях «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (г. Казань,
2005 г.) и «Природные битумы и тяжелые нефти России» (г. Санкт-Петербург,
2006 г.), «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей», посвященной 10-летию НК «Роснефть» (г. Геленджик, 2005 г.); научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2006 г.); на межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала разработки месторождений нефти в Татарстане (г. Альметьевск, 2003 г.), на международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Казань, 2007 г.); региональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, 2009 г.); на международной научно-практической конференции «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений» (г. Казань, 2012 г.); Международной конференции БРЕ (г. Москва, 2012 г.);
Мировом конгрессе по тяжелым нефтям (г. Новый Орлеан, 2014 г.); Мировом нефтяном конгрессе (г. Москва, 2014г.); семинарах главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть» (2009-2014 г.г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 71 работа, включая 46 статей, 3 монографии и 22 патента РФ на изобретения. Автору принадлежит разработка и научное обоснование новых технологических и технических решений, постановка задачи, сбор и обобщение материалов, проведение расчетов, создание гидродинамических моделей, анализ полученных результатов. В ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ опубликовано 11 статей.
Структура и объем работы. Диссертационная работа содержит введение, семь тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 153 наименований. Объем работы составляет 203 страницы, в том числе 81 рисунок и 11 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы повышения эффективности разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее апробация.
Значительный вклад в решение проблем разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов внесли H.A. Авдонин, И.Д. Амелин, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, A.A. Боксерман, И.В. Владимиров, А.Р. Гарушев, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, А.Б. Золотухин, Н.В. Зубов, В.И. Кудинов, Г.Е. Малофеев, М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, A.B. Петухов, Н.Л. Раковский, М.Д. Ро-зенберг, Л.М. Рузин, М.Л. Сургучев, Е.В. Теслкж, А.Х. Фаткуллин, P.C. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хисметов, А.Б. Шейнман, Э.Б. Чекалюк, Т.С. Boberg, R.M. Butler, Coats, S.M. Farouq Ali, S. Gittins, M. Greaves, S. Gupta, S.A. Mehta, R.G. Moore, S.D. Joshi и др.
В первой главе изложены основные геологические особенности строения I продуктивных пластов мелкозалегающих залежей тяжелой нефти и природных би-
тумов РТ, требующие тщательной апробации созданных или разработку новых решений для проведения ОПР и освоения этих запасов.
В настоящее время выявлено около 450 залежей и проявлений тяжелой нефти и природных битумов, большая часть которых связана с отложениями уфимского и казанского ярусов пермской системы. Наряду со сходством их с глубокозалегаю-щими нефтяными залежами установлено и определенное различие (И.М. Акишев, P.M. Гисматуллин, 1979; Р.Х. Муслимов, 1985; Ф.С. Гилязова, 1994 и др.).
Из проведенного анализа можно отметить следующее.
1. Залежи небольшие по размерам и запасам характеризуются своеобразным геологическим строением и разбросанностью по территории, что осложняет задачу эффективного освоения.
2. Залежи, приуроченные к сводовым частям зон раздува песчаной пачки, имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, центральные скважины будут характеризоваться лучшими показателями эксплуатации.
3. В пределах основной зоны нефтенасыщения, сложенной рыхлыми, рассыпающимися песками и песчаниками, могут образовываться каверны, создающие осложнения в процессе бурения и разработки.
4. По степени насыщенности коллекторов в пределах песчаной пачки выражена вертикальная зональность в распределении нефти. «Рассеянное» размещение повышенной нефтенасыщенности к подошве залежи осложняет проектирование горизонтальных участков ствола, поэтому выделение в объеме залежи продуктивной части и изучение геологических особенностей строения нефтенасыщенного интервала пласта являются основополагающими как в оценке запасов, так и в проектировании разработки.
5. Верхняя, нижняя переходные зоны и пропластки с пониженным нефтенасы-щением внутри залежей обуславливают степень обводненности добываемой продукции и изменение удельного расхода пара на одну тонну добытой нефти.
6. Положение современного ВНК, характеризующееся неровной, наклонной поверхностью, сильная изменчивость этой поверхности на небольших расстояниях — один из важнейших факторов, требующий учета при проектировании скважин с горизонтальным участком.
7. Большинство залежей песчаной пачки шешминского горизонта представляют собой скопления нефти, хотя и с измененными физико-химическими параметрами, но имеющими концентрированный характер. Эти изменения в совокупности с низкими пластовыми давлениями (ниже гидростатического в 2-3 раза) и температурами (от 8 до 11 °С) обуславливают высокую вязкость и малую подвижность нефти и требуют применения термических методов для обеспечения текучести и выработки запасов тяжелой нефти.
8. Изменчивость толщины покрывающих пород «лингуловых глин» от ее местоположения относительно структуры песчаной пачки является важным фактором, требующим учета при выборе давления нагнетания теплоносителя, которое не должно превышать горное.
Во второй главе рассмотрены проблемы эффективности разработки Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений тяжелой нефти. Проанализированы состояние разработки и эффективность осуществляемых термических процессов с целью выработки новых решений и усовершенствования известных способов разработки залежей тяжелой нефти, увеличения конечного КИН. Рассматриваются вопросы рационального использования горизонтальных скважин (ГС) совместно с тепловыми методами на залежах тяжелой нефти, вопросы создания комбинированной системы разработки.
В настоящее время не существует стандартных технологических систем разработки мелкозалегающих небольших залежей тяжелой нефти внутрипластовыми термическими методами. Они находятся на стадии проведения экспериментов и промышленного опробования. На начальном этапе делалась ставка на технологию внутрипластового горения (ВГ). Опыт реализации в условиях Мордово-Кармальского месторождения процесса ВГ с применением ВС позволил выделить ряд особенностей процесса, с которыми можно столкнуться при широкой промысловой реализации ВГ:
- гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами по некоторым направлениям затруднена либо полностью отсутствует;
- очаг горения в начале процесса распространяется в пласте крайне неравномерно, преимущественно по более проницаемым зонам, трещинам или расслоению пласта, созданным при воздушной сбойке;
- при полном вскрытии пласта на начальном этапе ВГ наблюдается интенсивный приток воды из скважин;
- выработка продуктивного пласта идет неравномерно. Наибольший отбор тяжелой нефти произведен из скважин элементов, находящихся на расстоянии 50-85 м от основных нагнетательных скважин, причем максимальное расстояние, при котором получен эффект, составляет 120 м;
- пробуренные оценочные скважины со сплошным отбором керна позволили установить, что выработка нефти произошла по кровельной части пласта, где нефте-насыщенность снизилась от 12,9 до 4,3 % к массе породы. Одновременно было установлено увеличение нефтесодержания в средней части пласта, т.е. нагретая нефть под действием силы тяжести вытеснялась по направлению сверху вниз. Перфорация данных интервалов в оценочных скважинах, перенос закачки воздуха в другую скважину не позволили получить удовлетворительного притока жидкости и газа, что связано с преимущественным продвижением фронта горения в прикровельной части и повышением вязкости перетекшей к подошве пласта нефти из-за потерь тепла;
- наличие повышенного содержания кислорода по отдельным скважинам указывает на то, что закачиваемый воздух фильтруется преимущественно по выработанным зонам продуктивного пласта, целиком не участвуя в горении, рассеиваясь и практически не расширяя зоны прогрева;
- повышенное содержание СО (1,5-3,8 %) в ряде скважин свидетельствовало о сгорании топлива при недостатке кислорода, т.е. о существенной затрудненности притока воздуха из-за наличия рядом расположенных зон с большей проницаемостью и выработанностью;
- продолжающееся аккумулирование тепла в пласте и мероприятия по регулированию позволяют выровнять фронт горения и увеличить охват по площади;
- закачка воздуха в циклическом режиме хотя и дает возможность увеличить охват пласта вытеснением, но не позволяет в достаточной мере вовлечь в разработку застойные нефтенасыщенные зоны. Для регулирования фронта горения и его пе-
ремещения в направлении неохваченных скважин необходимо создание условий, препятствующих прямому уходу воздуха по высокопроницаемым каналам путем перераспределения объемов закачки воздуха по нагнетательным скважинам, изменения отборов жидкости из эксплуатационных скважин и смены направлений фильтрационного потока переводом добывающих скважин на закачку;
- влияние термоволнового воздействия (ОПР с излучателями колебаний давления высокой частоты от 1000 до 2800 Гц) проявляется в основном в добывающих скважинах, находящихся вблизи нагнетательной (на расстоянии до 60-70 м) и редко от 80 до 100 м, в зоне достаточно высоких температур пласта.
На основе проведенного анализа результатов исследований и технологических показателей эксплуатации ВС элементов, разрабатываемых ВГ, определено:
1. Добыча методом ВГ из пластов с неравномерным содержанием в коллекторе нефти высокой плотности, полужидкой и твердой консистенции принципиально возможна.
2. Ввиду высокой вязкости нефти и неоднородности коллектора горение по пласту развивается неравномерно, поэтому регулирование процесса ВГ в условиях участка представляет сложную задачу.
3. Неполное вскрытие пласта приводит к уменьшению объема извлечения нефти в добывающих скважинах. По мере углубления забоя содержание воды в продукции увеличивается от 80 % до полного обводнения.
4. Фронт ВГ преимущественно продвигается в зоне максимальной нефтенасы-щенности, при этом нагретая нефть под действием силы тяжести вытесняется по направлению сверху вниз.
На Ашальчинском и Мордово-Кармальском месторождениях с использованием вертикального фонда скважин проводились также промысловые эксперименты по паротепловому, парогазовому, паровоздушному воздействию в циклическом и стационарном режимах. Эти виды воздействия промышленного распространения не получили, в частности, по следующим причинам:
- исходная низкая приемистость пласта вследствие малой подвижности высоковязкой нефти и большого фильтрационного сопротивления не позволяла вносить тепло в пласт необходимыми темпами;
- продуктивный пласт расположен на небольшой глубине, что накладывает ограничения по давлению нагнетания в связи с отсутствием приемистости и необходимостью закачки при давлении нагнетания практически равном давлению гидроразрыва;
- при циклическом режиме закачки наблюдались быстрое падение давления в пласте и снижение производительности скважины, при площадном — снижение приемистости, либо уход в водонасыщенную часть пласта;
- при совместной закачке воздуха/газов горения происходило рассеивание упругой энергии, насыщающей поровое пространство, в удаленную зону пласта;
- при закачке парогаза наблюдались появление сажи из-за нарушения режима горения топлива в камере сгорания вследствие изменения приемистости и засорение её частицами призабойной зоны, коррозионная агрессивность парогаза;
- требуется применение плотных сеток ВС и больших объёмов капиталовложений.
Одним из способов увеличения темпа прогрева и улучшения приемистости является использование ГС. Первый опыт применения ГС в условиях мелкозалегаю-щей залежи в РТ получен на Мордово-Кармальском месторождении, где в 1999 г. были пробурены парные ГС 131ги 131 в, отстоящие по вертикали на 2-4 м со смещением влево на 6-8 м. С начала разработки отобрано 4,2 тыс. т нефти и 30,1 тыс. т жидкости, закачано 20,6 тыс. т пара и 0,9 млн. м3 воздуха с целью предотвращения нагрева обсадной колонны и повышения запаса упругой энергии в пласте.
Выполненный анализ опыта эксплуатации данного участка показал следующее:
- ввиду невозможности реализации непрерывного отбора жидкости из-за низкого динамического уровня и установки насоса ближе к горизонтальной части ствола вследствие интенсивного набора кривизны эксплуатация скважин производилась путем ПЦО, что повлияло на эффективность ОПР;
- размещение нагнетательной скважины у кровли продуктивного пласта, близость зоны нагнетания к зоне отбора, значительное смещение ГС друг от друга снизили гравитационную составляющую, являющуюся основополагающим механиз-
мом парогравитационной технологии, обеспечивающим приток нефти, что предопределило низкую технологическую эффективность ОПР.
В третьей главе рассмотрены направления совершенствования разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти РТ. Основываясь на установленных при анализе ранее проведенных ОПР закономерностях в 2005 г. начата реализация программы освоения запасов тяжелой нефти с использованием новейших методов на основе российского и мирового опыта. Началу работ предшествовали бурение на залежи тяжелой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения оценочных скважин с отбором и анализом керна, лабораторные исследования по имитации технологии на моделях пласта с вертикальным вытеснением, гидродинамическое моделирование по обоснованию оптимальных параметров технологии, определение основ техники и технологии бурения на малые глубины, принципов сбора и подготовки продукции, учет экологических аспектов разработки и т.д.
Решена задача оптимизации параметров процесса вытеснения тяжелой нефти теплоносителями на примере шешминского горизонта Ашальчинского месторождения. На основе многовариантных расчетов показано, что наиболее перспективными для реализации являются варианты со следующими значениями управляющих параметров:
- определено оптимальное расстояние, равное 5-7 м, между двумя параллельными горизонтальными стволами, пробуренными друг над другом;
- расхождение горизонтального участка стволов 8 по горизонтали допустимо на ( расстояние не более 0,5-3 м, при дальней- ( шем увеличении расхождения стволов де- С бит резко снижается (рисунок 1); с
- определены принципы регулирования режима эксплуатации ГС, пробуренных параллельно друг другу по вертикали;
- режим нагнетания: на начальном этапе давление на уровне гидроразрыва (до 0,8 долей ед. от горного давления), после создания
~ г
= - 1 О —-
Б, м -Н-,- , 1 : .-,,,.,,-,1 , ,
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Рисунок 1 — Зависимость отношения дебита нефти к дебиту идеально пробуренной пары скважин от расхождения стволов по горизонтали
гидродинамической связи - переход на давление нагнетания, равное гидростатическому;
- определено оптимальное расстояние от ВНК, равное 2 м, при дальнейшем увеличении снижается КИН при сопоставимых величинах паронефтяного отношения (ПНО) и водонефтяного фактора (ВНФ) (рис. 2).
ПНО, ВНФ, доли ед
КИН, доли ед.
Рисунок 2 - Основные показатели разработки элемента в зависимости от расстояния от парной добывающей ГС до ВНК
На основе анализа истории эксплуатации первой пары скв. 232, 233 доказано явление образования вала нефти с плотностью менее 1000 кг/м3 на границе паровой камеры. Скв. 232, также, как и скважины еще двух пар, обладает уникальной конструкцией, отличной от других скважин опытного участка: имеет два устья, в нижней ее части вскрыт водоносный пропласток, скважина перфорирована и оборудована фильтроэлементом вплоть до кровли пласта со стороны наклонного устья, около 37,5 % общей длины фильтроэлемента нижней скважины проходит по сла-бонефтенасыщенной зоне (рисунок 3).
На начальном этапе эксплуатации скважины насосная установка со стороны наклонного устья во избежание негативного влияния пластовой воды размещалась у кровли продуктивного пласта. По мере работы пары скв. 232, 233 происходило преимущественное распространение теплового фронта по восстанию пласта, который достиг наклонного устья добывающей скважины №232. В результате повышения температуры на приеме производилось постепенное углубление подвески насосной установки от кровли вплоть до уровня отметки современного ВНК (от
111 м в 2006 г. до 187 м в 2014 г.). Такая тенденция свидетельствует о расширении паровой камеры со стороны наклонного устья сверху вниз, образовании и продвижении вала разогретой нефти в нижнюю часть продуктивного пласта, препятствующей значительному подтоку подошвенной воды снизу.
I I - песчаник интенсивно нефтенасыщенный. Ко > 4.5 % вес.|——-1 - интервал установки фильтра
РХа - песчаник средне нефтенасыщенный ■__, _ П1шш —- распределение температуры в 2007 г.
- песчаникслабонефтенасышениый - распределение температуры в 2010 г.
I |- песчаник водонефтенасышенный I—'—' " извест,|як установка доп. колонны в 2011г.
Рисунок 3 - Формирование паровой камеры вдоль ствола добывающей горизонтальной скв. 232 и данные термометрии по контрольной скв. 236
Выход из строя насоса на наклонном устье в 2012 г. привел к прекращению отбора и охлаждению ствола подтоком пластовой жидкости. Открытие устья скважины для подъёма насосной установки приводило к снижению давления, в результате происходило парообразование в стволе скважины. Дальнейшая эксплуатация новой насосной установки осложнялась периодическим срывом подачи из-за высокой температуры добываемой жидкости (более 160 °С), и впоследствии выходом её из строя. Возник вопрос о целесообразности дальнейшей эксплуатации данной пары скважин, учитывая, что вовлеченные запасы участка первой пары скважин были выработаны всего лишь на 59 %.
Для обеспечения термобарических условий эксплуатации насосной установки, соответствующих её рабочему диапазону, было принято решение об установке промежуточной колонны, перекрывающей интервал контакта с паровой камерой (рис. 4). В результате скважина эксплуатировалась с дебитом более 17 т/сут. при ПНО 3,5. Данный факт свидетельствует о том, что при разработке залежей нефти имеющей плотность менее 1000 кг/м3, методом парогравитационного дренирования образование паровой камеры возможно, накопление нефти происходит преимущественно на границе паровой камеры в области нижней (добывающей) скважины.
Данная особенность подтверждается историей эксплуатации другой пары ГС 15044, 15045, имеющих одно устье. Нижняя добывающая ГС 15044 в интервале от 280 до 510 м находится несколько ниже (~ 0,9 м) условного уровня ВНК. Далее до забоя скважина располагается субпараллельно поверхности условного ВНК на отдалении 1-3 м. Верхняя нагнетательная ГС 15045 характеризуется невыдержанностью проектного расстояния по вертикали между стволами - по данным инклино-метрии в плане они совпадают, в горизонтальной проекции имеется расхождение между стволами от 4 до 9 м, а также незавершенностью бурения на 177 м до проектной длины. Профиль из геологической модели представлен на рисунке 4.
а) Начальное распределение б) Распределение нефтенасыщенности
нефтенасыщенности при развитии паровой камеры
Рисунок 4 - Профиль пары горизонтальных скв. 15044, 15045
Пара скважин была введена в эксплуатацию в июне 2011 г. Накопленная добыча за 2011 г. составила 735 т, ПНО - 31 т/т. В связи с вышеизложенным были оценены три сценария эксплуатации пары ГС 15044, 15045:
1) продолжение закачки пара в верхнюю нагнетательную ГС 15045, отбор продукции ведется из нижней добывающей ГС 15044. При этом необходимо перенести точку отбора в нефтенасыщенную часть участка, ближе к носку горизонтального ствола ГС 15044, закачку большей части пара вести в носок ГС 15045;
2) эксплуатация верхней ГС 15045 в режиме пароциклической эксплуатации;
3) перевод нижней ГС 15044 под закачку пара, отбор вести из ГС 15045.
Проведенные модельные расчеты позволили установить возможность эффективной эксплуатации по первому варианту. Для реализации данного варианта эксплуатации были проведены работы по переносу точки отбора жидкости в зону с
повышенной нефтенасыщенностью в носок скважины, а также перераспределению закачки пара в носок скважины. Правильность предложенного решения подтвердилась результатами - дебит скважины в настоящее время составляет около 30 т/сут нефти при текущем ПНО 3,7 т/т и обводненности продукции 81 %.
Указанные выше геологические осложнения проводки горизонтального участка ствола парных скважин, результаты эксплуатации в данных условиях позволяют утверждать, что ВНК, имеющий нелинейное расположение, после прогрева прис-кважинной зоны при реализации технологии парогравитационного дренирования перестает оказывать значительное отрицательное влияние ввиду его выравнивания в результате образования паровой камеры и накопления нефти на ее нижней границе, что подтверждается успешной эксплуатацией ранее обводненного участка. Скважины с двумя устьями в таких условиях имеют большее преимущество относительно одноустьевых за счет возможности использования более широкого спектра регулирования (рисунок 5).
30 Г ' ---- —-+- 50
27 Л 4 Перенос точки отбора в носок ___ ______ __^
: 1 \ / I \_- зменение точки подвески ЭЦН
о ----!- о
О 10000 20000 30000 40000 50000 60000
-•-232-ПНО —15044-ПНО -«-232-ВНФ
15044-ВНФ —232-дебит нефти — 15044-дебит нефти
20н,т
Рисунок 5 - Изменение текущего дебита нефти, накопленных величин ПНО и ВНФ от накопленной добычи нефти
Таким образом, на примере эксплуатации двухустьевых и стандартных одноустьевых пар скважин показаны их эффективность для различной степени флюидо-насыщения и возможность эксплуатации в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды.
Краевая (периферийная) зона залежи относительно центральной является менее продуктивной из-за преимущественного отсутствия основной зоны нефтена-сыщения и более глубокозалегающей с большей толщиной покрышки. Применение парных скважин по технологии парогравитационного дренирования в этой части залежи не позволит получить удовлетворительных результатов из-за малых толщин и удельных запасов на одну скважину, больших тепловых потерь.
С целью исключения «разубоживания» запасов за счет выборочного разбури-вания и увеличения охвата выработкой всей площади нефтеносности предложено вести разработку по комбинированной системе размещения ГС. Краевая часть залежи толщиной менее 10 м разбуривается одиночными ГС, которые на первом этапе, пока термогидродинамическая связь с близлежащими эксплуатационными скважинами отсутствует, намечено эксплуатировать по технологии пароцикличе-ского воздействия. В конечном итоге ожидается перевод на режим постоянной добычи одиночной ГС, близ расположенной к парной ГС.
Для отработки технологии пароциклического воздействия в данной зоне пробурена одиночная ГС 15078, являющаяся соседней по отношению к паре ГС 15044, 15045, расположенной параллельно на расстоянии 100 м.
На основе результатов исследований термометрии, сопоставления динамики добычи и закачки пара соседних ГС (рисунок 6) выявлено следующее:
- увеличение отбора жидкости одиночной ГС 15078 в третьем цикле привело к повышению температуры на приеме насоса парной ГС 15044 от 64 до 125 °С. Вследствие этого закачка в парную ГС 15045 бьша уменьшена от 125 до 39 т/сут, отбор жидкости ГС 15044 — со 178 до 127 т/сут, что привело к снижению дебита нефти от 23 до 19 т/сут.;
- перевод ГС 15078 на цикл закачки в сентябре 2013г., в совокупности с падением температуры на приеме насоса парной ГС 15044 до 57 °С, позволил нарастить отбор жидкости до 165 т/сут и увеличить закачку в парную ГС 15045 до 95 т/сут. Все это привело к резкому росту дебита нефти парной ГС 15044 до 44 т/сут. с последующим установлением на уровне 32 т/сут.;
- перевод ГС 15078 на цикл отбора в феврале 2014 г. привел к снижению дебита нефти парной ГС 15044 до 26 т/сут. Повышение отбора жидкости по ГС 15078 от
76 до 118 т/сут. привело к нестабильной работе насосного оборудования и росту в августе 2014 г. температуры от 79 до 123 °С на приёме насоса парной ГС 15044. Темп закачки в парную ГС 15045 был снижен от 113 до 76 т/сут, при отборе жидкости ГС 15044 на уровне 146-154 т/сут, что позволило остановить рост температуры на приеме насоса и вести добычу нефти с дебитом 27-29 т/сут. С 06.09.2014 г. на пароциклической одиночной ГС 15078 начат новый цикл прогрева паром.
— — — — — WNitOtON).-• 1>J w t>» UJ — Js.
— KJ W
-»-15044-дебит нефти -"-15078-дебит нефти -»-15045-закачка пара — 15044-дебит жидкости -с-15078-дсбит жидкости * 15078-закачка пара
Рисунок 6 — Динамика технологических показателей эксплуатации одиночной ГС 15078 и пары ГС 15044, 15045
Представленные выше особенности эксплуатации подтверждают факт, что между пароциклической одиночной ГС 15078 и парой ГС 15044, 15045 с мая 2013 г. установилась термогидродинамическая связь, в результате происходит переток нефти с более развитой паровой камеры пары ГС 15044, 15045.
При реализации в центральной части залежи с нефтенасыщенной толщиной более 10-12 м технологии парогравитационного дренирования низкого давления, предусматривающей непрерывную закачку пара, создаются условия, приводящие к накоплению разогретой нефти. Установлено, что по мере расширения паровой камеры парных ГС и расширения радиуса прогретой зоны пароциклических ГС появится связь между ними, при этом продуктивность возрастет за счет притока вала разогретой нефти, накапливаемой на границе паровой камеры. Создание избыточ-
ного давления паровой камеры в цикле закачки в одиночную ГС относительно изначально низкого пластового давления способствует вытеснению разогретой нефти к парной ГС. И наоборот - перевод в цикл отбора одиночной ГС приводит по мере постепенного повышения степени взаимовлияния скважин к возрастанию по ней продолжительности и объёма добычи нефти от цикла к циклу.
В результате использование при комбинированной схеме разработки парных и одиночных ГС позволит охватить всю площадь нефтеносности, наиболее полно выработать запасы нефти и повысить конечный КИН.
Первые результаты работ свидетельствуют о перспективности такой системы разработки, предусматривающей разбуривание одиночными ГС краевых зон и зон с малыми нефтенасыщенными толщинами менее 10 м. На Ашальчинской залежи на 01.07.2014 г. пробурено 67 ГС (30 пар и 7 одиночных ГС), введено в эксплуатацию 25 пар и 5 одиночных ГС. В целом по залежи средний дебит нефти парных ГС составляет 25,8 т/сут при текущем ПНО 2,4 т/т. Четыре пары ГС эксплуатируются с дебитом нефти более 40 т/сут при текущем ПНО 1,4 т/т. Максимальный накопленный объем добычи, приходящийся на одну пару, - 77,5 тыс. т, при этом текущий дебит нефти составляет 42 т/сут.
В соответствии с реализуемой схемой разбуривания минимальная толщина для размещения парных ГС составляет 10-12 м. Пара ГС, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 10,3-14,2 м (средняя по участку - 13,5 м), эксплуатируется с дебитом нефти 29 т/сут при текущем ПНО 3,7 т/т. Это свидетельствует о возможности разбуривания и эффективной эксплуатации участков с нефтенасы-щенной толщиной пласта и менее 15 м- величины, часто ограничивающей применение технологии парогравитацонного дренирования.
В опытно-промышленной эксплуатации по технологии пароциклического воздействия находится ГС 15078, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 7,6-10,0 м (средняя по участку - 8,9 м). Средний дебит нефти в шестом цикле -10,3 т/сут, максимальный — 11,8 т/сут. Средний за все шесть циклов дебит составил 5,4 т/сут. Добыча нефти от цикла к циклу возрастает по мере постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины и увеличения радиуса прогретой зоны. Остальные одиночные скважины находятся на первом цикле.
Предложенная комбинированная система разработки позволяет учесть геологические особенности строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта, характеризующихся утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщен-ной толщины к центру залежи. Как показывает практика, для эффективного ведения пароциклического воздействия необходимы большие давления в цикле нагнетания, чем средние при парогравитационном воздействии. Наличие более надежной покрышки на периферии залежи позволяет реализовывать такие технологические решения. Результаты работ показывают эффективность реализации разработанного подхода.
Важной задачей является определение условий, оптимальных для пуска паро-циклической скважины на отбор после цикла закачки пара, при которых достигаются наибольший КИН и наименьшие удельные затраты пара на тонну добытой нефти.
На гидродинамической модели участка толщиной 8 м, в которой учтены геолого-физические характеристики продуктивного пласта мелкозалегающей залежи шешминского горизонта и свойства пластовых флюидов, вначале осуществлялась закачка расчетного объема пара температурой около 200 °С. Продолжительность фазы термокапиллярной пропитки варьировалась в зависимости от снижения температуры I ниже заданной величины в области, ограниченной радиусом Я (1 и 3 м), после чего осуществлялся переход в цикл отбора. Граничным условием для остановки цикла отбора являлось снижение дебита нефти менее 1 т/сут., после чего начинался новый цикл. На основании полученных результатов (рисунок 7) можно сделать следующие выводы.
Выявлено, что в условиях шешминского горизонта с низкой (слабой) собственной энергией выгоднее сокращать длительность выдержки, а отбор из паро-циклических одиночных ГС необходимо осуществлять при давлениях ниже давления насыщения водяного пара, что позволяет производить вытеснение из удаленных зон пласта за счет упругой энергии паровой фазы. Для условий шешминского горизонта Ашальчинского месторождения оптимальным временем окончания цикла пропитки и перехода на цикл добычи является снижение температуры прогрева призабойной зоны до 120-140 °С.
160 150 140 130 120 110 100 90 80
1, °С
1, °С
1,50
1,55 1,60 1,65 3.85 3,95 4,05 4,15
Текущий КИН, % ПНО, т/т
Рисунок 7 - Влияние температуры I в области радиусом И.
на текущие КИН и ПНО за цикл пароциклического воздействия
В четвертой главе изложены основные принципы размещения ГС при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти и природных битумов, выбора месторасположения горизонтальных стволов.
Сложность геологического строения залежей тяжелой нефти шешминского горизонта заключается не только в неоднородности коллектора, но и главным образом в отсутствии горизонтальной, как в нефтяных залежах, нижней границы залежи (рисунок 8).
Рисунок 8 - Распределение нефтенасыщенности по разрезу шешминского горизонта залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения
По результатам бурения оценочных скважин установлено, что в общих чертах залежи имеют перевернутую чашеобразную форму - центральная часть, где отме-
чается наибольшая нефтенасыщенная толщина, располагается выше, а периферия с меньшими толщинами имеет тенденцию к понижению отметок залегания.
Для повышения охвата запасов тяжелой нефти выработкой горизонтальные участки ствола размещаются как можно ближе к ВНК. Изменчивость ВНК и погружение краевых зон залежи создают определенные трудности при проектировании размещения горизонтальных участков ствола. С целью обеспечения максимальной выработки запасов тяжелой нефти за счет оптимизации расположения горизонтальных участков для охвата пласта воздействием и снижения капиталоемкости проекта за счет эффективного кустования устьев ГС предложен и реализуется следующий подход.
Суть методики (рисунок 9) заключается в построении карт кровли продуктивного пласта, подошвы нефтенасыщенного коллектора и нефтенасыщенных толщин. На карте нефтенасыщенных толщин для каждой проектируемой с использованием ГС технологии разработки выделяют зоны её эффективного применения, ограниченные минимальной изопахитой. На карте подошвы нефтенасыщенного коллектора в пределах данных зон выделяются участки с минимальными различиями отметок ВНК, т.е. характеризующиеся наименьшими её колебаниями и наибольшей равномерностью, и определяется ось максимальных нефтенасыщенных толщин участка, характеризующаяся наибольшей выдержанностью. Соблюдение принципа параллельности горизонтальных участков ствола разноименных скважин и выбор азимута бурения параллельно оси максимальных нефтенасыщенных толщин позволяют снизить количество проектных скважин и их кустов. Во избежание строительства наклонных горизонтальных стволов и в последующем - неравномерного формирования паровой камеры по длине ствола, учитывается закономерность уклона ВНК.
Технология парогравитационного дренирования предусматривает бурение нагнетательной ГС строго параллельно на 5-6 м выше добывающей ГС, располагаемой на 2-3 м выше ВНК.
В совокупности изменчивость ВНК и кровли продуктивного пласта по площади, при соблюдении принципа параллельности по вертикали горизонтальных
I этап. Выявление геологических особенностей и потенциальных технологий разработки залежи
1. Постановка задач научно-исследовательских и опытных работ
2. Геологоразведочные работы с бурением поисково-оценочных и разведочных скважин, испытание скважин
11 этап. Подготовка залежи к эксплуатационному разбуриванию
1. Анализ материалов по залежи"
2. Построение и анализ карт нефтенасьпценых толщин, структурных карт по кровле и подошве
2.1. Выделение на карте нефтенасы-щенных толщин минимальных изо-пахит эффективного применения проектируемой технологии и оси максимальных нефтенасыщенных толщин
2.2. На структурной карте по подошве
нефтенасыщенного коллектора выделение участков с минимальными различиями отметок и закономерности _уклона ВНК_
3. Размещение проектных горизонтальных скважин параллельно оси максимальных нефтенасыщенных толщин
4. Выявление возможных пересечений _с кровлей либо ВНК_
5. Оптимизация системы размещения проектных горизонтальных скважин
6. Размещение и бурение сетки опережающих оценочных скважин
III этап. Обобщение результатов исследований и опытных работ. Уточнение технологий разработки и корректировка системы размещения _горизонтальных скважин_
IV этап. Практическая реализация
результатов работы — бурение эксплуатационных и контрольных скважин
Рисунок 9 - Структурная схема
стволов парных ГС, может привести к пересечению кровли либо ВНК. Поэтому следующим этапом является совмещение в плане карт с целью установления возможных пересечений. При их выявлении проводится анализ на возможность исключения таких условий путем укорачивания горизонтального участка или корректировки азимута бурения всей батареи скважин либо замены части скважин на одиночные в вертикальном разрезе ГС. Из различных вариантов размещения выбирается вариант с наименьшим количеством ГС, обеспечивающим максимальный охват пласта по площади и разрезу.
Малая глубина залегания накладывает ограничение по внутрипласто-вому давлению.
Основной задачей при организации работ является определение допустимых пределов, при которых может реализовываться технология разработки, контроль и управление параметрами, исключающими создание условий для нарушения целостности покрышки продуктивного пласта. Для этого строится карта толщин покрышки и проводится оценка природной защищенности.
Данный подход обеспечивает:
- равномерность охвата и увеличение площади теплового воздействия на пласт;
- сокращение количества проектных ГС;
- сокращение объемов бурения транспортных стволов скважин в непродуктивных породах по отношению к длине горизонтального ствола в продуктивном пласте;
- сокращение длины обсадной колонны и потерь тепла в непродуктивной части от устья до кровли при транспортировке теплоносителя до продуктивного пласта.
На основе данного подхода ведется разбуривание Ашальчинского месторождения тяжелой нефти.
Залежь тяжелой нефти в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта имеет вытянутую в северо-западном направлении форму. Проведен анализ влияния направления (траектории) горизонтального ствола относительно простирания пласта на показатели эксплуатации. В выборке участвовали скважины, имеющие продолжительную историю эксплуатации.
Из 11 пар ГС, размещенных по простиранию пласта, максимальный дебит нефти достигнут по скв. 15042 (57,8 т/сут) и скв. 15040 (55,9 т/сут) при обводненности около 70 %. С дебитом более 15 т/сут работают восемь скважин, т.е. 80 % от пробуренных по простиранию пласта. Средний дебит нефти данной группы скважин 31,2 т/сут.
Все пробуренные «вкрест» простирания пласта 4 пары ГС работают с дебитом более 15 т/сут, максимальный дебит получен по скв. 230 - 36,5 т/сут (после закачки растворителя 50,5 т/сут.) и скв. 15020 - 39,9 т/сут. Средний текущий дебит данной группы скважин - 26,7 т/сут нефти. Меньшая величина дебита данной группы скважин подтверждает необходимость размещения траектории горизонтальных участков вдоль простирания пласта или оси максимальных нефтенасыщенных толщин.
Для обеспечения эффективных условий добычи принята следующая последовательность работ по подготовке залежей тяжелой нефти (рисунок 9), направленная на выявление условий, осложняющих разработку при широкой промысловой реализации метода, и повышение степени изученности новых залежей тяжелой нефти.
На первом этапе для выявления геологических особенностей новых залежей тяжелой нефти и определения потенциальной технологии разработки необходимо выполнить этап геологоразведочных работ с бурением поисково-оценочных и раз-
ведочных скважин, отбором керна и испытанием продуктивных пластов на приток. Основные задачи на данном этапе при подготовке залежей следующие:
1) повышение качества подготовленности структур и выделение перспективных для освоения залежей;
2) уточнение контуров нефтеносности и эффективных нефтенасьпценных толщин;
3) выявление особенностей геологического строения, влияющих на эффективность проектируемой технологии извлечения и систему размещения эксплуатационных скважин;
4) проведение испытаний скважин на естественном режиме и с паротепловым воздействием на продуктивный пласт, что позволит получить информацию о притоке и осуществить перевод запасов в категорию Сь
5) проведение во всех скважинах комплекса ГИС и отбор для лабораторных исследований кернового материала, охватывающего покрышку залежи и продуктивный пласт.
По итогам реализации первого этапа работ на основе бурения поисково-оценочных скважин и испытания продуктивных пластов на приток, с учетом экологической обстановки на каждом конкретном месторождении, природных и гидрогеологических условий залегания продуктивных отложений выявляются факторы, осложняющие условия эффективного освоения залежей тяжелой нефти.
Следующий этап изучения - подготовка залежи к эксплуатационному разбури-ванию, основанному на опережающем бурении оценочных ВС с отбором керна из продуктивных интервалов. Скважины оценочного фонда бурятся для доизучения геологического строения пласта и его литолого-физических характеристик по сетке 200-300 м в районе предварительно выбранных для размещения ГС. Опережающее разбуривание всей залежи оценочными скважинами позволяет оптимально изменить расстановку проектных эксплуатационных скважин в силу возникающих изменений из-за полученной новой геологической информации.
Сложное строение залежи, характеризующееся значительной изменчивостью ВНК и наличием связанной и свободной слабоминерализованной воды внутри коллектора, влияет на результаты интерпретации ГИС и затрудняет навигацию при бурении горизонтального ствола.
Учитывая высокий вынос керна из оценочных скважин (более 70-100 %) при его отборе через каждые 10-20 см разреза, предпочтение в выделении эффективной нефтенасыщенной части пласта отдается данным лабораторных исследований керна. Основанием также является разница в отметках положения нижней границы нефте-насыщения - по материалам интерпретации геофизических исследований скважин и лабораторных исследований керна 55 % пробуренных на залежи оценочных ВС достигает 14,6 м (скв. 228) и в среднем составляет 15,6 %.
В пятой главе рассматривается возможность оптимизации разработки путем уплотняющего бурения на основе выявленных особенностей выработки запасов тяжелой нефти.
Проведенное компьютерное моделирование технологии парогравитационного воздействия на объектах Ашальчинского месторождения тяжелой нефти выявило возможность образования застойных зон, механизм образования которых заключается в следующем. Парожидкостный раздел поддерживается в интервале между добывающей и нагнетательной ГС для создания устойчивого притока продукции в жидкой фазе. Процесс сопровождается увеличением нефтенасыщенности на границе паровой камеры в направлении к добывающей ГС. По мере расширения паровой камеры вглубь пористой среды и увеличения угла наклона её границ происходит замедление тока вдоль неё подвижной нефти. В конечном счете, в промежутке между соседними парами ГС в интервале «добывающая скважина - ВНК» образуется застойная зона, насыщенная нефтью, не охваченная влиянием паровой камеры. Дополнительный фактор, способствующий образованию застойной зоны у подошвы пласта — давление в паровой камере ~3 раза превосходит начальное пластовое.
Одним из направлений получения доступа к неохваченной дренированием области пласта и повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) является уплотнение проектной сетки скважин при разработке месторождения.
На Ашальчинском месторождении тяжелой нефти были исследованы следующие варианты уплотнения сетки скважин:
- использование имеющегося пробуренного контрольного фонда скважин;
- бурение дополнительных ВС;
- бурение одиночной ГС в промежутке между соседними парами ГС.
Использование имеющегося пробуренного контрольного фонда скважин для увеличения степени выработки запасов тяжелой нефти исследовано путем пуска контрольной скв. 230а в эксплуатацию. Данное технологическое решение позволило выполнить задачу довыработки оставшихся запасов. Однако с экономической точки зрения оно оказалось неэффективным: затраты, связанные с капитальным ремонтом скв. 230а и последующим нефтепромысловым обустройством, не окупились.
Опыт разработки Ашальчинского месторождения тяжелой нефти показывает, что в ряде случаев могут существовать участки ствола добывающей ГС, находящиеся на расстоянии более двух метров от ВНК. Кроме того, в связи с наличием зон с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами возможно неоднородное формирование паровой камеры и неравномерный охват по площади. Для таких случаев исследована возможность строительства дополнительных ВС.
Компьютерное моделирование строительства дополнительных ВС выполнено при следующих геологических условиях: расстояние от ВНК вдоль горизонтального ствола парной скважины составляет 2 м, в районе бурения ВС — около 5 м. Интервал фильтра размещается ниже уровня горизонтального ствола парной добывающей скважины.
Рассмотрены различные варианты со сроком ввода в эксплуатацию дополнительной ВС. Анализ результатов показал, что оптимальными сроками ввода дополнительной ВС являются три или четыре года эксплуатации парной добывающей скважины. В этом случае на участке достигается максимальный прирост КИН, равный 0,004 д. ед. При бурении дополнительной ВС в последующие годы эксплуатации парной добывающей скважины величина прироста КИН снижается до 0,002 д. ед. Связано это с тем, что отбор ВС осложняется появлением паровой фазы в высокотемпературной продукции. Бурение дополнительной ВС в более поздние периоды работы парной добывающей ГС связано также с возрастанием риска возникновения аварий при строительстве скважины в результате пересечения зоны паровой камеры.
Недостатком данного технологического решения, как и в случае с использованием контрольных скважин, является недостаточная коммерческая эффективность, что является следствием относительно малых удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину. При бурении дополнительной ВС в оптимальные сроки в течение первых трех лет аккумулируется текущая чистая прибыль, но значения
ее минимальны и не позволяют окупить затраты, связанные с бурением и обустройством. За весь срок эксплуатации такой скважины в условиях Ашальчинского месторождения убыток может составить около 4,3 млн. руб.
В качестве возможного метода отбора остаточных запасов нефти и предотвращения эффекта запирания запасов нефти в нижнем интервале пласта исследовано бурение одиночной ГС в промежутке между соседними парами ГС. Для решения этой задачи необходимо определить оптимальные параметры размещения горизонтального ствола скважины по вертикали, а также наиболее эффективные способы ее стимулирования (в частности, при помощи циклической закачки пара), при которых обеспечивается достижение следующих условий:
- кратчайший срок реагирования нефти на тепловой фронт;
- наибольший потенциальный отбор подвижной нефти;
- наибольший экономический эффект при наименьших затратах.
На компьютерной фильтрационной модели рассмотрены следующие варианты расположения горизонтального ствола уплотняющей скважины:
- на одном уровне с парной добывающей ГС;
- выше уровня парной добывающей ГС на 1 и 2 м;
- ниже уровня парной добывающей ГС на 1 и 2 м;
- ниже уровня парной добывающей ГС на 2,5 м, т.е. ниже уровня ВНК на 0,5 м.
В каждом варианте проводилась серия вычислительных экспериментов, отличающихся датой ввода в эксплуатацию дополнительной скважины. За отправную точку был принят третий год эксплуатации парной добывающей скважины, когда влияния теплового фронта паровой камеры достаточно для получения притока разогретой нефти в дополнительную скважину. Далее последовательно, с шагом в один год, рассматривался ввод уплотняющей скважины до 7-ого года разработки элемента включительно.
На рисунке 10 приведены зависимости конечного КИН, накопленного ПНО, продолжительности разработки элемента от расположения и срока ввода в эксплуатацию дополнительной уплотняющей ГС. В качестве базового варианта представлены показатели, полученные при разработке элемента только парой ГС.
Исследования показали, что увеличение конечного КИН относительно базового
0.65 0.63
КИН. доли ед.
варианта достигается в случае размещения о.б1
0.59 0,57 0.55
горизонтального ствола уплотняющей скважины на уровне парной добывающей скважины либо ниже ее. Оптимальным является бурение ниже уровня парной добываю- 4 0
3 8
щей ГС. При этом чем ниже расположена 3'6
3.4
Базовый 3 4 5 6 вариант Год ввода в эксплуатацию ПНО. т/т
3,2
уплотняющая скважина, тем выше конечный КИН. Одной из причин выявленной законо-
2,8
мерности является больший охват пласта и, 2,6 следовательно, больший отбор нефти. Максимальная величина КИН достигается при бурении уплотняющей ГС ниже уровня
парной добывающей ГС на 2,5 м или на 11
ю
0,5 м ниже начального положения ВНК. 9
о
Связано это с тем, что наблюдается оттесне- °
Базовым вариант
4 5 6 7
Год ввода эксплуатацию
Базовый вариант —+2 N1
3 4 5 6 7
Год ввода в эксплуатацию
-1м —0 м 1 м -*--2 м -*--2,5 м
Рисунок 10- Зависимость КИН, ПНО, срока разработки элемента от расположения и года ввода уплотняющей ГС
ние начального положения ВНК за счет большего давления в паровой камере, которое в 2-3 раза выше начального пластового.
На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы.
1. Одним из направлений повышения степени извлечения нефти при разработке залежей тяжелой нефти парогравитационным методом является бурение дополнительных скважин, уплотняющих проектную сетку. При неравномерном развитии паровой камеры или в случае неравномерной поверхности ВНК для решения этой задачи могут быть использованы как ВС из имеющегося контрольного фонда, так и специально пробуренные и обустроенные. Например, эксплуатация ВС 230а позволила выполнить задачу довыработки оставшихся запасов. Недостатком данного технологического решения является недостаточная коммерческая эффективность, что является следствием относительно малых удельных извлекаемых запасов, приходя-
щихся на одну скважину. Перспективным направлением исследований является бурение уплотняющей добывающей ГС.
2. Проанализирована чувствительность разработки элемента при бурении уплотняющей ГС к следующим параметрам: расположению горизонтального ствола этой скважины относительно уровня добывающей парной ГС, её близости к паровой камере и ВНК, сроку ввода и продолжительности стимулирования паром до начала реагирования на тепловой фронт паровой камеры. Установлено, что чем ближе скважина бурится к области высокой температуры, фронту высокого давления паровой камеры, тем больше риск неэффективного использования данной скважины. Оптимальным является размещение горизонтального ствола ниже уровня парной добывающей скважины. Результаты анализа показывают, что на эффективность мероприятия влияет не только расположение скважины, но и время ввода в эксплуатацию. В данном случае скважины в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию позволяют увеличить нефтеотдачу на 1,0-4,7 % без дополнительной закачки пара, сократить период выработки запасов в 1,2-1,6 раза.
3. Установлено, что защемленная нефть в неохваченной области становится частично подвижной в результате нагрева от соседних , ,0 . пор. об.
парных нагнетательных скважин после закачки пара 0
в количестве 0,42-0,47 объема пор (рисунок 11). о,46
4. Одной из мер стимулирования дополнитель-
0,44
ной ГС в период отсутствия нагрева со стороны па- ^ ^
ровой камеры является циклическое воздействие па- 0 42 ром. При ПЦО, проводимой в течение первых двух Расп0^жен^е уп^няющёй ГС м
лет, значение КИН может быть увеличено на 6,6 %, Рисунок 11 - Зависимость при ПЦО в течение одного года на 3,1 % (рису- начала подвижности
нок 12). защемленной нефти от
5. Экономическая оценка исследованных техно- количества закачанного пара логических решений по повышению КИН за счет вовлечения в разработку неохваченной дренированием области пласта показала, что экономические показатели разработки элемента залежи при вводе в эксплуатацию уплотняющей ГС ухудшаются, затраты, связанные с бурением и эксплуатацией уплотняющей ГС, не окупаются. С
экономической точки зрения применение ПЦО в течение двух лет эксплуатации уплотняющей ГС является более предпочтительным, чем в течение одного года: прирост потока наличности по сравнению с вариантом без применения ПЦО для условий Ашальчинского месторождения составляет 20 и 15 % соответственно.
Базовый ПЦО 2 ПЦО 1 без ПЦО Базовый ПЦО 2 ПЦО 1 без ПЦО
вариант года год вариант года год Вариант
-►КИН ♦ПНО Вариант »Поток наличности »Срок разработки
Рисунок 12 - Зависимость конечного КИН и ПНО, аккумулированного потока наличности и срока разработки элемента от варианта эксплуатации уплотняющей Г в сравнении с базовым вариантом
6. Низкая коммерческая эффективность применения технологий уплотняющего | бурения приводит к необходимости поиска альтернативных решений. В качестве перспективных направлений исследования технологий по извлечению остаточных запасов тяжелой нефти шешминского горизонта Ашальчинского месторождения могут быть признаны закачка углеводородных растворителей, газов и др.
В шестой главе рассматриваются вопросы снижения энергоемкости технологии парогравитационного дренирования. Значительная потребность в паре и электроэнергии при добыче и транспорте тяжелой нефти с учетом тенденции повышения спроса и цены на основной энергоноситель — природный газ ставит задачу поиска дополнительных энергоресурсов.
Исследовано одно из актуальных направлений - совместное нагнетание пара с другими реагентами, компенсирующими ее эффективность, в частности, — использование углеводородного растворителя. В концепции процесса парогравитационного дренирования с растворителем углеводородный растворитель определенной концентрации закачивается в поток пара. Для того чтобы модификация пара добавкой холодного растворителя не ухудшила процесс гравитационного дренирования, необходимо установить ее оптимальную концентрацию для совместной закачки ис-
ходя из условия сохранения оптимальной температуры в паровой камере. Задача решалась с помощью вычислительных экспериментов на неизотермической композиционной компьютерной гидродинамической модели эталонного элемента разработки, обладающего геолого-физическими характеристиками залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения и включающего одну пару ГС (добывающую и нагнетательную). Для условий мелкозалегающих залежей тяжелой нефти РТ в связи с ограничением давления закачки больше подходит применение жидких углеводородных растворителей. Расчеты опирались на результаты физического моделирования выбора растворителя, в соответствии с которым обоснован растворитель, представляющий смесь алкилбензольных углеводородов. В компьютерной модели учитывались такие свойства растворителя, как молекулярный вес, плотность, изменение вязкости от температуры, сжимаемость, критические давления и температура, коэффициент термического расширения, влияние на коэффициент вытеснения.
При моделировании задавались следующие концентрации нагнетаемого совместно с паром растворителя: 0, 1, 3, 5 и 7 процентов массовых. При расчетах для обеспечения сопоставимости результатов, массовый расход закачиваемого флюида фиксировался.
Анализ полученных двумерных и трехмерных изображений модели показал, что в случае добавки растворителя с момента устойчивого развития паровой камеры со стабильным дебитом нефти растворитель не успевает достичь периметра паровой камеры, вступая во взаимодействие с оставшейся нефтью — обладая высокой растворяющей способностью, растворитель доотмывает оставшуюся после прохождения фронта теплоносителя нефть, что позволяет увеличить добычу нефти.
С повышением массовой концентрации М растворителя область паровой камеры, охваченной растворителем, увеличивается, что позволяет увеличить дебит добывающей скважины и, как следствие, накопленную добычу нефти. В итоге улучшается ПНО. Вместе с тем это приводит к неэффективному использованию растворителя, так как он концентрируется в уже промытой зоне и почти сразу же увлекается в добывающую скважину. Например, повышение концентрации М закачиваемого растворителя от 1 до 7 % позволило увеличить накопленную добычу нефти на 1 %, однако это привело к росту удельного расхода растворителя на тонну дополнительно добытой нефти в 6 раз (см. таблицу, рисунок 13). При концентрации растворителя М от 5 % и выше проект не окупается.
Для изучения влияния времени начала закачки растворителя на эффективность технологии рассмотрен вариант ее добавки к пару с момента установления гидродинамической и тепловой связей, т.е. с первого года по окончании стадии прогрева.
Таблица — Технико-экономические показатели проекта
Наименование Концентрация растворителя, %
0 1 3 5 7
Прирост накопленной добычи нефти, доли ед. 1,0 1Д1 1,14 1,12 1,12
Прирост максимального дебита нефти, доли ед. 1,0 1,34 1,38 1,44 1,50
Изменение накопленной закачки пара, доли ед. 1,0 0,95 0,93 0,91 0,90
Накопленное ПНО, т/т 3,5 3,0 2,8 2,8 2,8
Накопленная закачка растворителя, тыс. т 0 2,3 6,7 10,9 14,9
Накопленная добыча растворителя, тыс. т 0 1,8 6,1 10,3 14,1
Удельный расход растворителя на 1 т дополнительно добытой нефти, т/т 0 0,22 0,50 0,94 1,27
Дисконтированный поток наличности, млн. р 72 98 59 -3 -54
Срок окупаемости, годы 6 5 5 - -
Содержание растворителя, % по массе
0,00 -0,03 --0,06 --0,09 -0,12 -
0
Нак. ПНО, т/т 4.0
Удельный расход, т/т - 1.5
-0,05
-0,10
0 13 5 -•-Удельный расход растворителя, т/т
Изменение потребности пара, доли ед. -.-пно, т/т по массе
Рисунок 13 - Влияние содержания растворителя на потребность в паре, накопленное ПНО и удельный расход растворителя на одну тонну дополнительно добытой нефти
Расчеты показали, что процесс добычи в этом случае идет несколько медленнее, что связано с потерями тепла на прогрев совместно закачиваемого растворителя, хотя по объему накопленной добычи нефти данный вариант превосходит результаты, полученные при реализации других вариантов. Связано это с тем, что при совместной закачке пара и растворителя с начала эксплуатации растворитель работает на довытеснение остаточной нефти в пределах всей паровой камеры по мере её роста.
Другим актуальным направлением, исследованным нами, является выявление особенностей использования вместо пара высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450 °С для тепловой обработки призабойной зоны скважины путем циркуляции в герметичном нагревателе (теплообменнике), размещаемом в горизонтальной части скважины. Высокотемпературный теплоноситель, проходя через теплообменник, прогревает вплоть до кипения продукцию пласта, находящуюся в горизонтальном стволе скважины. Вода и низкокипящие фракции нефти испаряются и за счет естественных гравитационных процессов теплообмена смешиваются с холодной нефтью в продуктивном пласте, разогревая всё большие объемы вокруг ГС и увеличивая их текучесть. В результате прогретая продукция пласта совершает интенсивный теплообмен вокруг ГС и собирается в ее нижней точке, откуда отбирается насосом на поверхность. При увеличении объема прогретой зоны и снижении пластового давления на поздних стадиях разработки возможна дополнительная закачка по затрубному пространству теплообменника вытесняющих агентов (воды, растворителей, реагентов) в жидком или парообразном состоянии.
Использование данного метода позволяет одновременно производить прогрев пласта и отбор продукции из одной скважины, поэтому отпадает необходимость строительства нагнетательных скважин и установок подготовки воды для выработки пара. При исследовании данного метода путем компьютерного гидродинамического моделирования было установлено следующее:
- наиболее эффективно используется и равномерно распределяется по времени энергия при добыче тяжелой нефти из продуктивных пластов с начальной водона-сыщенностью 0,3 д. ед. (рисунок 14);
- максимально эффективно добыча нефти происходит в интервале температур в призабойной зоне пласта от температуры кипения воды при текущем пластовом давлении до максимальной;
- при естественном снижении температуры после достижения максимального значения в призабойной зоне пласта резко снижаются добыча нефти, энергетическая эффективность и стремительно растет обводненность добываемой продукции, дальнейшая эксплуатации данной скважины как добывающей становится экономически неэффективной.
о
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Рисунок 14 - Динамика КИН и удельных затрат энергии
Годы
480 ГКЭЛ/МЗ
Начальная водонасы-[ценносгь
—0.5 —0.4 —0,3 —02 —0
при применении высокотемпературных теплоносителей с учетом различной начальной водонасыщенности
В седьмой главе рассматриваются вопросы оценки прогнозной величины КИН на примере Ашальчинского месторождения тяжелой нефти.
Технология парогравитационного дренирования предполагает формирование паровой камеры путем непрерывной закачки пара. В промысловой практике при площадной закачке пара обычно применяют метод создания тепловой оторочки. Рациональный объем закачиваемого пара в нагнетательную скважину определяется конкретными геологическими условиями объекта и расстоянием между скважинами, и находится в интервале 0,6-1,0 от порового объема элемента разработки [РД 390147035-214-87]. По опыту проектирования метода и анализа месторождений РФ для расстояния между скважинами 100 м и температуры закачиваемого пара около 210 °С в среднем величина оторочки пара равна 0,9 доли ед. Расчетные потери тепла в пласте для парогравитационного метода составят 0,05 доли ед. от порового объема, тепла, отбираемого вместе с продукцией пласта - 0,132 доли ед. Таким образом, закачка пара в поровых объемах составит -1,1 доли ед.
На основе анализа показателей эксплуатации пар ГС по технологии парогравитационного дренирования для определения конецчного КИН получена зависимость текущего КИН от темпа роста объема паровой камеры (рисунок 15).
В процессе вытеснения нефти паром с определенного предела доли порового объема, замещенного паром, данная зависимость имеет прямолинейный характер, затем, по мере уменьшения угла наклона границы паровой камеры, прирост КИН
замедляется, что позволяет экстраполировать их в указанных координатах. Как показал анализ, линейность зависимости на начальном этапе развития паровой камеры во многом зависит от степени неоднородности пласта и особенно - начальной нефтенасыщенности. Для выявления характерных зависимостей пары ГС разделены на следующие группы:
- 1 группа - пары, вскрывшие слабонефтенасыщенные интервалы (скв. 232/233, 240/241, 15044/15045) - по данным парам прогнозируется конечный КИН 0,55; 0,44; 0,32 д. ед. (средний 0,437 долей ед.);
- 2 группа - пары, на кото- 0,700
КИН, доли ед.
рые оказывает влияние ранее введенные в эксплуатацию пары
0,600 0,500 0,400
со сформировавшейся паровой 0 300
камерой (скв. 15040/15041, о,200
15042/15043, 15210/15211) - ко- 0,100
нечный КИН 0,69; 0,73; 0,52 а00° д. ед. (средний 0,646 долей ед.);
Упор, доли ед.
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1
-•-232 —230 —240 —15210 —15020
-"-15044 -<-15042 15040 —15038 -МодельГС - 3 группа - пары, на которых
Рисунок 15 - Зависимость текущего КИН от темпа роста объема паровой камеры
проводились ОПР по закачке растворителя (скв. 230/231; 15020/15021) - конечный КИН 0,61; 0,53 д. ед. (средний 0,570 долей ед.).
Исходя из энергетического критерия разработки - размера тепловой оторочки не более 1,1 доли ед. порового объема - прогнозный конечный КИН по парам ГС составляет 0,32-0,73 доли ед., в среднем по участку залежи шешминского горизонта Ашальчинского месторождения - 0,543 долей ед.
В восьмой главе рассматриваются вопросы эффективного освоения мелкозале-гающих залежей тяжелой нефти РТ, являющихся мелкими по величие запасов. Решение задачи осложняется разбросанностью этих залежей, высокой энергозатратности технологий термической разработки, необходимостью использования специфичного оборудования, большими капвложениями на строительство установок подготовки, транспорта и т.п.
В пределах западного склона Южного купола Татарского свода в отложениях казанского и уфимского ярусов пермской системы выявлена 151 мелкозалегающая
залежь тяжелой нефти. Залежи распространены по территории размером приблизительно 26 х 112 км. Размеры залежей существенно меняются. Самая крупная содержит 20 млн. т геологических запасов нефти, а самая маленькая - менее 0,1 млн. т. На территории осуществляется добыча нефти из глубокозапегающих залежей нефти. Положительным моментом является наличие в районе развития уфимского комплекса развитой нефтепромысловой инфраструктуры (энерго-, газо- и водоснабжение).
Вследствие разбросанности залежей тяжелой нефти, сходства геологического строения для рационального ввода их в эксплуатацию предложено разрабатывать эти залежи путем группирования и объединения по добывающим центрам (группам), имеющим примерно одинаковые величины запасов. На данном этапе проекта залежи разделены на 3 группы: Северная, Центральная и Южная. Для выявления очередности ввода групп анализировалась величина суммарных удельных геологических ресурсов и запасов выделенных залежей на единицу площади. Установлено, что лучшей (первоочередной) является Центральная (162 тыс. т/км2) группа, затем Северная (93 тыс. т/км2) и Южная (53 тыс. т/км2). Внутри этих групп производилась оптимизация порядка ввода залежей исходя из величины запасов, удаленности от имеющейся инфраструктуры с учетом экологической обстановки на каждой конкретной залежи, природных и гидрогеологических условий залегания.
Определена очередность разбуривания и ввода в разработку, начиная с крупных залежей, затем - близлежащих к ним. Остальные залежи вводятся по мере уточнения геологических запасов как «спутники» уже обустроенных более крупных залежей (рисунок 16).
Для ранжирования залежей по приоритетности изучения и очередности ввода в разработку предложена градация по соотношению парных и одиночных ГС скважин N с учетом интегрального параметра I, характеризующего относительные удельные дренируемые запасы на элемент разработки (длина ГС, толщина, пористость,
Месторождение-спутник 1
ЦквГ
Месторождение-спутник 2
ДНС^ - ПГУ 1 1
Газ
Электроэнергия Нефть Подача воды
Месторождение...X
Рисунок 16 - Схема разработки на основе группирования
нефтенасыщенность) (рисунок 17) по формуле:
I
10 п
I, ед.
1 =
/=—-
Более благоприятны
Ашальчинское ..
где Ьру, - длина горизонтального участка /-ой пары ГС (или одиночной ГС);
Менее 6л. голриятЦы
'<' Благоприятны
Ьн - нефтенасыщенная толщина в районе дренирования парой ГС или одиночной пароцикличе- о
N. ед.
о
4
6
ской ГС;
пскв- общее количество ГС на залежи; 8„ - нефтенасыщенность, доли ед.;
Рисунок 17 -Ранжирование залежей
т - пористость, доли ед.
Степень благоприятствования условий растет с увеличением интегрального параметра I (ось ординат) - доля дренируемых запасов, приходящихся на один средний элемент разработки, а также с увеличением соотношения N (ось абсцисс) - доля применения парогравитационной технологии, для которой характерны более высокий дебит нефти и меньшее ПНО. Указанные показатели в решающей степени обеспечивают технико-экономическую эффективность разработки.
Базой сравнения на начальном этапе является разрабатываемая залежь Ашаль-чинского месторождения, на которой апробируется комбинированная система разработки. После детального изучения геологического строения новых залежей технология разработки адаптируется применительно к конкретным геолого-физическим условиям с проведением группирования по территориальному и тактическому признакам. Данный подход реализован в Программе промышленного освоения мелко-залегающих месторождений тяжелых нефтей ОАО «Татнефть».
Результаты проведенной работы можно кратко резюмировать следующим образом:
1) создан комплекс технологий эффективного извлечения тяжелой нефти с применением термического воздействия на пласт на основе теоретических, экспериментальных и промысловых исследований процесса вытеснения тяжелой нефти,
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
который успешно реализуется на Ашальчинском месторождении тяжелой нефти, характеризующемся утолщением покрышки к периферии залежи и нефтенасыщен-ной толщины к центру залежи, а также незавершенностью формирования ВНК, низкими пластовыми давлениями и температурой;
2) обоснованы основные принципы размещения ГС и расположения горизонтальных стволов в залежи при тепловых методах воздействия на мелкозалегающих залежах тяжелой нефти и природных битумов для создания комбинированной системы размещения парогравитационных и пароциклических скважин в зависимости от геолого-физических условий залегания продуктивного пласта;
3) выявлено продвижение нагретой нефти, в нативном состоянии имеющей плотность менее 1000 кг/м3, ниже современного ВНК под действием избыточного давления паровой камеры. Практически показано, что за счет проявления данного эффекта происходит выравнивание ВНК, что в результате позволяет успешно эксплуатировать обводненные участки залежей тяжелой нефти;
4) на примере эксплуатации двухустьевых и одноустьевых пар ГС показаны их эффективность для различной степени флюидонасыщения и возможность добычи нефти в осложненных условиях вскрытия подошвенной воды;
5) на основе сопоставления изменения динамики добычи нефти и закачки пара в соседних Г, мониторинга изменения температуры на приеме насосной установки установлено, что за счет гидродинамической интерференции и соединения паровых камер соседних ГС между ними происходит переток нефти. Такие скважины могут бьпъ выделены на основе построенных зависимостей и определения характерных тенденций изменения показателей эксплуатации;
6) методами моделирования установлен эффект запирания нефти при реализации технологии парогравитационного воздействия на объектах Ашальчинского месторождения тяжелой нефти, во избежание чего предложено уплотнение сетки одиночными ГС. На эффективность мероприятия по уплотнению сетки влияет не только расположение скважин, но и период их ввода в эксплуатацию. При этом в зависимости от времени их ввода в эксплуатацию и расположения нефтеотдача может быть увеличена на 1,0-4,7 % без дополнительной закачки пара, период выработки запасов сокращен в 1,2-1,6 раза;
7) выявлено, что от времени начала закачки растворителя в зависимости от степени развития паровой камеры возможно довытеснение остаточной нефти в пределах всей паровой камеры (с момента когда достигнуто устойчивое развитие паровой камеры и сохранение высокой температуры) либо отставание фронта довытес-нения остаточной нефти растворителем от фронта вытеснения паром (при закачке на поздних стадиях). Увеличение концентрации растворителя выше определенной величины приводит к его непроизводительному расходу в добывающую скважину. Например, повышение концентрации закачиваемого растворителя от 1 до 7 % позволило увеличить накопленную добычу нефти на 1 %, однако это привело к росту удельного расхода растворителя на тонну дополнительно добытой нефти более чем в 6 раз. В процессе моделирования было выявлено, что более 80 % нагнетаемого в скважину растворителя отбирается вместе с нефтью в растворенном виде. В случае необходимости последующей транспортировки нефти на дальние расстояния отпадает необходимость добавки понизителя вязкости. Технология испытана на двух ГС, где получен положительный результат.
8) При участии автора:
8.1) исследовано использование высокотемпературных теплоносителей с температурой от 175 до 450 °С для тепловой обработки призабойной зоны ГС, включающей заполнение герметичного нагревателя теплоносителем, размещение в скважине и нагрев призабойной зоны ГС. При исследовании данного метода путем гидродинамического моделирования было установлено, что наиболее эффективно энергия расходуется и равномерно распределяется по времени эксплуатации при добыче из продуктивных пластов с определенной начальной водонасыщенностью. Установлено, что имеется экстремум функции в области 0,3 д. ед. Максимально эффективно добыча нефти производится в интервале температур в призабойной зоне пласта от температуры кипения воды при текущем пластовом давлении до максимальной;
8.2) разработано решение по группированию залежей, мелких по величине запасов тяжелой нефти, в один комплекс, что позволило повысить технико-экономическую эффективность разработки таких залежей за счет совмещения в группы и оптимизации в комплексе ввода в разработку, системы подготовки и транспортировки, унификации оборудования, уменьшения площади отводимой под коммуникации земли, что привело к сокращению затрат как на разработку мелких
залежей тепловыми методами, так и подготовку продукции и рабочих агентов, и в конечном итоге — повышению окупаемости проекта, снижению техногенной нагрузки на окружающую среду;
9) выявлено, что в условиях мелкозалегающих залежей с пластовым давлением 0,5 от гидростатического, в частности для шешминского горизонта с низкой собственной энергией, выгоднее сокращать длительность выдержки, а отбор из паро-циклических скважин необходимо осуществлять при давлениях ниже упругости пара воды, что позволит производить вытеснение из удаленных зон пласта за счет упругой энергии паровой фазы. Установлено, что для условий шешминского горизонта Ашальчинского месторождения оптимальным временем окончания цикла пропитки и перехода на цикл добычи является снижение температуры прогрева при-забойной зоны до 120-140 °С;
10) методические положения и технологические решения, приведённые в диссертационной работе, использованы при реализации ОПР на мелкозалегающей залежи тяжелой нефти Ашальчинского нефтяного месторождения и составлении технологических схем разработки по ряду залежей тяжелой нефти РТ.
Техническая новизна разработанных технологических решений защищена 22 патентами РФ на изобретения.
Содержание диссертации отражено в 71 публикации, основными из которых являются:
а) монографии
1. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей [Текст] / P.C. Хисамов, A.C. Султанов, Р.Г. Абдулма-зитов, А.Т. Зарипов. — Казань : Фэн, 2010. — 335 с.: ил.
2. Создание и промышленное внедрение комплекса технологий разработки месторождений сверхвязких нефтей [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, P.C. Хисамов, Р.К. Сабиров, P.P. Ибатуллин, А.Т. Зарипов. - Казань : Фэн, 2011. — 189 с.: ил.
3. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта [Текст] / P.C. Хисамов, М.М. Мусин, K.M. Мусин, И.Н. Файзуллин, А.Т. Зарипов. — Казань: Фэн, 2013.-232 с.
б) статьи в научно-технических журналах, рекомендованных ВАК
4. Технико-экономическая оценка методов добычи природных битумов для условий месторождений Республики Татарстан [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатул-лина, Л.И. Мотина, P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 64-66.
5. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан [Текст] / P.C. Хисамов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. — 2007,-№7.-С. 43-45.
6. Первые результаты опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на Ашальчинском месторождении [Текст] / P.C. Хисамов, А.И. Фролов, P.P. Ибатуллин, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 7. - С. 47-49.
7. Геологические и технологические особенности разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, А.Т. Зарипов, И.Ф. Гадельшина // Нефтяное хозяйство. - 2009.
— № 7. — С. 34-37.
8. Хисамов, P.C. Формирование паровой камеры на опытном участке залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, JI.P. Зарипова // Нефтяное хозяйство. - 2010. — № 7. - С. 44-47.
9. Ибатуллина, С.И. К обоснованию понижающего коэффициента к ставке НДПИ при различной вязкости нефти [Текст] / С.И. Ибатуллина, Е.В. Мехеев,
A.Т. Зарипов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. -2011. —№ 5. — С. 9-11.
10. Совершенствование технологии теплового воздействия на основе совместной закачки пара и углеводородных растворителей [Текст] / P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, Ш.Г. Рахимова, Р.Ш. Абсалямов // Нефтяное хозяйство. -2011.-№ 7.-С. 20-22.
11. Исследование эффективности применения высокотемпературных теплоносителей для добычи высоковязкой и битуминозной нефти [Текст] / P.P. Ибатуллин,
B.В. Кунеевский, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов // Нефтяное хозяйство.
— 2013. —№ 1.-С. 62-64.
12. Хисамов, P.C. Анализ влияния уплотняющего бурения на эффективность разработки месторождений сверхвязкой нефти при парогравитационном воздей-
ствии [Текст] / P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефтяное хозяйство. -2013.-№ 7.-С. 30-33.
13. Энергосберегающая технология добычи высоко вязких нефтей и битумов [Текст] / В.В. Кунеевский, Ю.В. Ваньков, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов // Известия вузов. Проблемы энергетики. - 2013. - № 5-6. - С. 84-89.
14. Проблемы развития проекта разработки залежей сверхвязкой нефти ОАО «Татнефть» [Текст] / Н.У. Маганов, Н.Г. Ибрагимов, P.C. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Нефтяное хозяйство. - 2014. — № 7. - С. 21-23.
в) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и конференций
15. Абдулмазитов, Р.Г. Исследование гравитационного дренирования пласта под воздействием пара [Текст] / Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть»), 25-26 апреля 2006 г., г. Бугульма, Республика Татарстан. — М. : Нефтяное хозяйство, 2006. - С. 166-168.
16. Зарипов, А.Т. Перспективы разработки месторождений природных битумов Республики Татарстан с применением горизонтальных технологий [Текст] / А.Т. Зарипов // Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения : материалы науч. конф. — Казань : Изд-во Казан, ун-та, 2005. -С. 103-105.
17. Зарипов, А.Т. Влияние геолого-физических факторов на разработку месторождений природных битумов республики Татарстан и изучение механизма извлечения природных битумов горизонтальными скважинами [Текст] / А.Т. Зарипов, И.Ф. Гаделыпина // Природные битумы и тяжелые нефти : сб. материалов Между-нар. науч.-практ. конф. - СПб. : Недра, 2006. - С. 402-409.
18. Технико-экономическая оценка методов разработки природных битумов в Татарстане [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, Л.И. Мотина, P.C. Хисамов // Нефть и жизнь. - 2006. - № 3. - С. 46-47.
19. Зарипов, А.Т. О границах применения технологии термокапиллярнограви-тационного дренирования продуктивного пласта [Текст] / А.Т. Зарипов // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и
комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. добыче 3-х млрд. тонны нефти в РТ, Казань 4-6 сент. 2007 г. - Казань, 2007. - С. 268-269.
20. Гадельшина, И.Ф. Анализ применения оценочного и эксплуатационного бурения в процессе проектирования и разработки залежи сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения [Текст] / И.Ф. Гадельшина, А.Т. Зарипов, А. Асклу // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в Республике Татарстан. Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России : материалы конф., Казань, 9-11 сент. 2009 г. - Казань : Репер, 2009. - С. 68-72.
21. Зарипов, А.Т. Разработка залежей высоковязких нефтей в Республике Татарстан [Текст] / А.Т. Зарипов // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов : материалы регион, науч.-техн. конф. — Ухта : УГТУ, 2009. - С. 33-36.
22. Зарипов, А.Т. Освоение залежей высоковязких нефтей отложений шеш-минского горизонта [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Гадельшина // Нефть и жизнь. - 2009. - № 3. - С. 40-42.
23. Перспективы освоения альтернативных источников углеводородного сырья в Республике Татарстан [Текст] / P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Гадельшина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». -М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - С. 58-67.
24. Зарипов, А.Т. Влияние градиента температуры на эффективность разработки месторождения сверхвязких нефтей горизонтальными скважинами на примере залежи сверхвязких нефтей Ашальчинского месторождения [Текст] / А.Т. Зарипов, Л.Р. Зарипова // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в Республике Татарстан. Казанская геологическая школа и ее роль в развитии геологической науки в России : материалы конф., Казань, 9-11 сент. 2009 г. - Казань : Репер, 2009. - С. 123-125.
25. Анализ применения и пути совершенствования технологии внутрипласто-вого горения на примере Мордово-Кармальского месторождения ВВН [Текст] / Р.К. Сабиров, P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, Р.И. Филин // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - Вып. 78. - С. 88-99.
26. Novel Thermal Technology Uses Two-Wellhead Wells [Текст] / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov, M.I. Amerkhanov// Journal of Petroleum Technology. - 2010. - V. 62, № 3. - P. 63-64.
27. Зарипов, A.T. Влияние неоднородности пласта на эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения [Текст] / А.Т. Зарипов, JI.P. Зарипова // Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. 60-летию ОАО «Татнефть», г. Казань, 8-10 сент. 2010 г. - Казань : Фэн, 2010. - С. 147-149.
28. Совершенствование системы разработки месторождений СВН на примере залежи Мордово-Кармальского поднятия [Текст] / P.C. Хисамов, А.Т. Зарипов, Р.И. Филин, С.И. Ибатуллина, И.Ф. Галимов // Научно-техническая ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященная 60-летию ОАО «Татнефть». Номинация: геология и разработка нефтяных месторождений / ТатНИ-ПИнефть. - Бугульма, 2010. - С. 6-14.
29. A Novel Technology of Formation Stimulation Involves Bi-Wellhead Horizontal Wells [Текст] / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov, M.I. Amerkhanov // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, MEOS, Proceedings 16th Middle East Oil and Gas Show and Conference 2009, MEOS 2009. - Manama, 2009. -P. 992-996.
30. Зарипов, A.T. К вопросу об определении оптимальной толщины продуктивного пласта при размещении парных горизонтальных скважин (на примере Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти) [Текст] / А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». — М.: ВНИИОЭНГ, 2011. - Вып. 79. - С. 103-108.
31. Хисамов, P.C. Повышение эффективности разработки месторождений сверхвязких нефтей с использованием горизонтальных скважин [Текст] / P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, А.Т. Зарипов // Увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. 100-летию со дня рождения акад. A.A. Трофимука, Казань, 7-8 сент. 2011 г. - Казань : Фэн, 2011. - С. 469-472.
32. Зарипов, А.Т. Об опыте ОАО «Татнефть» в области разработки месторождений сверхвязкой нефти [Текст] / А.Т. Зарипов // Высоковязкие нефти и природные
битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. памяти Р.Н. Дияшева, г. Казань, 5-7 сент. 2012 г. - Казань : Фэн, 2012. - С. 187-189.
33. SPE 161998 Problems and Solutions for Shallow Heavy Oil Production [Текст] / R.R. Ibatullin, N.G. Ibragimov, R.S. Khisamov, A.T. Zaripov/ SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, 16-18 October 2012, Moscow, Russia.
34. Циркуляция высокотемпературного теплоносителя позволит удешевить добычу высоковязких нефтей и битумов [Текст] / В.В. Кунеевский, В.Б. Оснос, А.Т. Зарипов, Р.Ш. Абсалямов, Ю.В. Ваньков // Нефтесервис. - 2012. - № 4. - С. 5456.
35. Зарипов, А.Т. Развитие системы разработки и опыт пилотных работ ОАО «Татнефть» по добыче сверхвязкой нефти паротепловым воздействием [Текст] / А.Т. Зарипов // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии : материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 4-6 сент. 2013 г. - Казань : Фэн, 2013. - С. 65-69.
36. Абсалямов, Р.Ш. Анализ влияния периода термокапиллярной пропитки на эффективность пароциклического воздействия [Текст] / Р.Ш. Абсалямов, А.Т. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - Казань : Центр инновационных технологий, 2013. - Вып. 81. - С. 216-219.
37. Гадельшина, И.Ф. Влияние геолого-физических условий размещения горизонтального ствола на эффективность эксплуатации парогравитационным методом [Текст] / И.Ф. Гадельшина, М.З. Гарифуллин, А.Т. Зарипов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - Казань : Центр инновационных технологий, 2013. - Вып. 81. - С. 220-233.
38. Modern SAGD Technology - From Modeling to Field Monitoring [Текст] / Sh. Takhautdinov, N. Ibragimov, R. Khisamov, R. Ibatullin, M. Amerkhanov, A. Zaripov // World Heavy Oil Congress, 5-7 March 2014, New Orleans, Louisiana, USA. - New Orleans, 2014.-WHOC14-257
39. Хисамов, P.C. Выявление особенностей дренирования запасов Ашальчин-ского месторождения СВН и возможности оптимизации разработки путем уплотняющего бурения [Текст] / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Трудноиз-
влекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы : материалы Междунар. науч.-практ. конф., г. Казань, 5-7 сент. 2014 г. — Казань : Фэн, 2014. — С. 372-376.
г) патенты на изобретения
40. Пат. 2287676 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти [Текст] / Абдулмазитов Р.Г., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Зарипов А.Т.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005125299/03 ; заявл. 10.08.05 ; опубл. 20.11.06, Бюл. №32.
41. Пат. 2386800 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума [Текст] / Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Зарипов А.Т., Филин Р.И.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2008150530/03 ; заявл. 19.12.08 ; опубл. 20.04.10, Бюл. № 11.
42. Пат. 2455475 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины [Текст] / Сабиров Р.К., Амерханов М.И., Зарипов А.Т., Шестернин В.В., Рахимова Ш.Г.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2010149697/03 ; заявл. 03.12.10 ; опубл. 10.07.12, Бюл. № 19.
43. Пат. 2531963 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/24. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов [Текст] / Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Зарипов А.Т., Оснос JI.P. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2013137949/03 ; заявл. 13.08.13 ; опубл. 27.10.14, Бюл. № 30.
Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на HP ColorLaserJet СМ6040(2), Ricoh Aficio 3045 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 07.04.2015 г. Заказ №07041501 Тираж 100 экз.
-
Зарипов, Азат Тимерьянович
-
доктора технических наук
-
Бугульма, 2015
-
ВАК 25.00.17
- Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий
- Комплекс технико-технологических решений по оптимизации теплового воздействия на глубокозалегающие залежи высоковязкой нефти
- Повышение эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти
- Совершенствование разработки залежей высоковязких нефтей в трещинно-каверно-поровых коллекторах
- Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей
