Результаты и перспективы реализации технологии пароциклических обработок в ООО «РИТЭК»

В год науки и технологий ООО «РИТЭК» продолжает разработку и внедрение инновационных проектов, позволяющих обеспечить ввод в эффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (ТрИЗ).
Актуальность данного вопроса обусловлена ухудшением структуры запасов нефти в мире.
Особый интерес ученых представляют запасы тяжелой и высоковязкой нефти (ВВН), которые оцениваются в 6–7 млрд т. Важно отметить, что более 70 % от общего объема их залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится порядка 60 % от общероссийских запасов тяжелой и около 70 % высоковязкой нефти [1].
Территории Республики Татарстан и Самарской области относятся к основным регионам деятельности ООО «РИТЭК», где сосредоточены трудноизвлекаемые запасы тяжелой и высоковязкой нефти Общества. Являясь научно-техническим полигоном ПАО «ЛУКОЙЛ», ООО «РИТЭК» специализируется на разработке и внедрении инновационных решений для освоения ТрИЗ. Особое внимание уделяется эффективной разработке сложных месторождений с применением технологий, многие из которых не имеют аналогов в России[9];[10];[11].
Отечественный и зарубежный опыт показывает, что одним из эффективных способов добычи тяжелой и высоковязкой нефти является тепловой метод воздействия, приемлемый для использования на объектах с осложненными физико-геологическими условиями, связанными с добычей тяжелой нефти с вязкостью до 10000 мПа∙с [2];[3];[4];[9]. При этом конечная нефтеотдача увеличивается в 1,5 раза, что недоступно иным методам. К тому же, при применении парогенератора мобильного исполнения технология по закачке теплового агента в пласт позволяет сократить затраты на капитальное обустройство, требующееся при использовании стационарных парогенераторов.

Так, одним из перспективных тепловых методов интенсификации добычи высоковязкой нефти, применяемых в ООО «РИТЭК», зарекомендовала себя технология пароциклической обработки скважин (ПЦО) с помощью мобильной парогенерирующей установки.
Основные преимущества данной технологии следующие:
• Высокая эффективность воздействия на пласт ввиду увеличенного энергетического показателя теплового агента. При степени сухости пара 0,8 (т.е. 80 % пара и 20 % воды) в пласт можно ввести в 3–3,5 раза больше тепла, чем во время нагнетания горячей воды [5];[6];[7];[10].
• Отсутствие значительных затрат на обустройство скважин, благодаря мобильному исполнению парогенерирующей установки.
• Возможность управления процессом теплового воздействия на пласт посредством регулирования сухости и расхода подаваемого теплоносителя.
Суть технологии ПЦО (рис. 1) представляет собой процесс воздействия перегретым паром на продуктивный пласт с целью дальнейшего отбора нефти сниженной вязкости и характеризуется реализацией 3-х последовательных этапов:
Этап 1 – тепловой агент с определенной степенью сухости нагнетается в продуктивный пласт добывающей скважины на протяжении 10–20 сут. В течение всего периода нагнетания теплоносителя происходит нагревание скелета пласта и содержащейся в нем нефти. Объем теплового агента рассчитывается, исходя из проходки по нефтенасыщенному пласту.
Этап 2 – После закачки расчетного количества пара скважина останавливается на пропитку для конденсации пара и перераспределения тепловой энергии и давления в пласте. В этот период привнесенный тепловой агент прогревает вязкую нефть и снижает ее вязкость. Продолжительность периода пропитки зависит от количества циклов, объема закачанного пара, его сухости, температуры, давления в пласте, обводненности. На основании полученного опыта проведения ПЦО на месторождениях ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» период пропитки составляет 14 сут.

Этап 3 – После этапа пропитки скважина переводится в добычу. Нефть с пониженной вязкостью и сконденсировавшаяся вода добываются на поверхность с помощью глубинно-насосного оборудования.
До недавнего времени приемлемых предложений отечественного производства по изготовлению мобильного оборудования для закачки теплового агента не было, так как стоимость изготовления превышала сотни миллионов рублей.
На сегодняшний день в ООО «РИТЭК» найдено оптимальное решение данной задачи.
В 2018 г. по техническому заданию ООО «РИТЭК» Подольским машиностроительным заводом изготовлена уникальная мобильная парогенерирующая установка (МПГУ), которая по своим техническим характеристикам не имеет аналогов в РФ.
В 2019 г. на месторождениях ТПП РИТЭК-Самара-Нафта» проведен комплекс опытно-промышленных исследований по закачке теплового агента в пласт, целью которых стало не только получение дополнительной добычи нефти, но и испытание основных узлов мобильной парогенерирующей установки. Испытания прошли успешно.
Паровой котел в составе МПГУ предназначен для выработки влажного пара со степенью сухости не менее 80 %. Основные параметры котла представлены в табл.

В качестве топлива используется регазифицированный СПБТ, имеющий состав и характеристики согласно ГОСТ Р 52087-2003.
Предусмотрена возможность последующего перевода парового котла (рис. 2), входящего в состав МПГУ, в водогрейный режим с минимальными капитальными затратами.
В состав котельной установки входят прямоточный котел, а также комплектующее оборудование –
горелочное устройство, питательная электронасосная установка, арматура, КИП, трубопроводы в пределах котла. Газопровод подачи топлива в горелку оборудован массовым расходомером, газорегулирующим и защитным участком, необходимой арматурой и КИП.
В качестве топлива для МПГУ используется пропан-бутановая смесь. Установка БКМ, модель ИС-270 (установка подготовки пропанобутанового топлива) предназначена для обеспечения газообразным пропан-бутановым топливом с расходом 270 нм³/час и давлением 50 кПа горелочных устройств парового котла мобильной парогенераторной установки.
Технологический процесс реализации ПЦО начинается с забора пресной воды из артезианской скважины, которая поступает в промежуточную емкость (ЕТО), после чего перекачивается насосом высокого давления в блок водоподготовительной установки (ВПУ), где проходит поэтапный процесс механической и химической очистки, после чего поступает в блок парового котла на вход питательного насоса парогенератора. Питательная вода с температурой 5–15 °С с помощью электронасосной установки подается в конвективный экономайзер, предварительно проходя подогреватель, где нагревается до температуры не менее 60 °С для исключения конденсации дымовых газов.
Нагретая в экономайзере питательная вода направляется в подогреватель питательной воды, выступая в качестве греющей среды, а далее подается в радиационный (лучистый) испаритель, где преобразуется в пароводяную смесь со степенью сухости 80 % и подается в подготовленную для закачки скважину.
Благодаря внедренным технологическим решениям МПГУ (рис. 3) удалось достичь высоких показателей КПД – более 90 %.

Процесс закачки теплоносителя в скважину осуществляется с помощью специализированного термостойкого оборудования: термостойкой фонтанной арматуры, термостойкого пакера, подвески термостойких труб– «термокейсов» и поверхностного паропровода.
Реализация первой пароциклической обработки при помощи МПГУ на месторождениях ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» осуществлена в марте 2019 г. По прошествии двух лет данная установка продолжает бесперебойно работать в соответствии с заявленными паспортными характеристиками завода-изготовителя.

На текущую дату всего выполнено 22 скважино-операции по ПЦО (в том числе 3 обработки 2-го цикла), в пласт закачано более 24 тыс. т теплоносителя. Текущая наработка МПГУ (рис. 4) составляет 312 сут.
С начала применения МПГУ для реализации ПЦО в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» удалось значительно повысить эффективность разработки залежей с высоковязкой нефтью.
Текущее паронефтяное соотношение по выполненным в ООО «РИТЭК» пароциклическим обработкам составляет 0,5 т/т (т.е. на 1 тонну нефти приходится 0,5 т пара). Среднее паронефтяное соотношение для ПЦО согласно мировому опыту эффективной реализации данной технологии варьируется от 2 до 8 т/т.
По состоянию на 01.07.2021 г. накопленная дополнительная добыча нефти от реализации ПЦО
в ООО «РИТЭК» (рис. 5) превышает 45 тыс. т нефти.
Использование отечественной разработки позволило увеличить добычу нефти на месторождениях Общества и ввести в разработку ранее нерентабельные объекты высоковязкой нефти в Волго-Уральском нефтегазоносном регионе.
Дальнейшее развитие технологии ПЦО
в ООО «РИТЭК» связано с адаптацией технологии под индивидуальные условия месторождений Общества.
На основе полученного опыта эффективной реализации технологии ПЦО специалистами ООО «РИТЭК», ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» и ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» подобрано 15 перспективных месторождений с запасами высоковязкой нефти на территориях Самарской области и Республики Татарстан. Запланировано проведение более 350 пароциклических обработок, по результатам выполнения которых планируется получить около 360 тыс. т дополнительной добычи трудноизвлекаемой нефти.