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

RESULTS AND PERSPECTIVES OF IMPLEMENTATION OF CYCLIC STEAM TREATMENTS (CST) TECHNOLOGY IN RITEK LLC

DARISHCHEV V.I.1, SHCHEKOLDIN K.A.1, SLAVKINA O.V.1, MALANIY S.Ya.1,BUGAEV K.A.2,
CVETKOV S.V.3, BULYCHEV D.A.4
1 RITEK LLC
Volgograd, 400048, Russian Federation
2 LLC NK «Yugranefteprom»
Moscow, 109028, Russian Federation
3 «RITEK-Samara-Nafta» CCI
Samara, 443041, Russian Federation
4 JSC «Podolsky Machine-building Plant»
Podolsk, Moscow region, 142115, Russian Federation

В данной работе представлены результаты разработки и реализации технологии пароциклической закачки теплоносителя в пласт с целью интенсификации добычи высоковязкой нефти на месторождениях ООО «РИТЭК». Для реализации пароциклических обработок (ПЦО) создана отечественная разработка – мобильная парогенерирующая установка (МПГУ) производства АО «Подольский машиностроительный завод», не имеющая аналога в России– применяется в ООО «РИТЭК».

This paper presents the results of the development and implementation of the technology of cyclic steam injection of the coolant into the reservoir in order to intensify the production of high-viscosity oil at the fields of RITEK LLC. For the implementation of cyclic steam treatments (CST), a domestic development has been created - a mobile steam generating unit (MSGU) produced by «Podolsk Machine-Building Plant» JSC, which has no analogue in Russia - is used in RITEK LLC.

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.

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.

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.

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.

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.

С начала применения МПГУ для реализации ПЦО в ТПП «РИТЭК–Самара–Нафта» удалось значительно повысить эффективность разработки залежей с высоковязкой нефтью.

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.

Литература

1. В.И. Дарищев, А.П. Палий, И.А. Ахмадейшин, К.А. Щеколдин, А.А. Боксерман / The effectiveness of thermogas treatment as an example Sredne-Nazymsky field. Тезисы Первого международного семинара-конференции по тепловым методам увеличения нефтеотдачи «Thermal EOR 2016». Казань, 2016. С. 26.
2. Зазовский А.Ф., Федоров К.M. О вытеснении нефти паром. М.: Препринт ИПМ АН СССР, 1986. № 267. 82 с.
3. Zolotukhin A.B., Bokserman A.A., Kokorev V.I., Nevedeev A.N., Ushakova A.S., Shchekoldin K.A. New Upstream and Downstream Technologies for Extra Heavy Oils // SPE Heavy Oil Conference, Calgary, Canada, 2012.
4. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. 284 с.
5. Кокорев В.И., Дарищев В.И., Ахмадейшин И.А., Щеколдин К.А. Разработка и внедрение инновационного технико-технологического комплекса повышения нефтеотдачи на основе тепловых и газовых методов повышения нефтеотдачи с одновременным снижением нагрузки на окружающую природную среду // материалы 7 Международного салона «Комплексная безопасность 2014», г. Москва, 2014.
6. Щеколдин К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи баженовской свиты: дисс. … канд. техн. наук. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 105 с.
7. А.А. Лобанов, К.А. Щеколдин, М.А. Звонков, М.В. Хлань, Е.Ю. Пустова, В.А. Коваленко, И.А. Стручкова, А.Б.Золотухин, Особенности взаимодействия сжиженного углекислого газа с высоковязкой нефтью. Часть 1. Объемное и фазовое поведение смесей // Нефтепромысловое дело. 2018. № 4. С. 24–30.
8. Управление цифровыми месторождениями / Техническая конференция SPE, 6–8 июня 2017. Петергоф, 2017.
9. Karandashov S. A., Ponomarev A. A., Кrapivnitskaia T. O., Glyavin M. Yu., Slavkina O. V., Shchekoldin K. A. The Role of Nanodispersed Catalysts in Microwave Application during the Development of Unconventional Hydrocarbon Reserves: A Review of Potential Applications // Processes. – 2021. – V.9(3). – №420. - P.1-20.
10. Мухаматдинов И.И., Гиниятуллина Э.Э., Мухаматдинова Р.Э., Славкина О.В., Щеколдин К.А., Вахин А.В. Влияние катализатора акватермолиза на внутрипластовое преобразование высоковязкой нефти Стреловского месторождения Самарской области // Нефть.Газ.Новации. – 2021. - №3. – с. 38-42.
11. Минханов И.Ф., Болотов А.В., Аль-Мунтасер A.А., Мухаматдинов И.И., Вахин А.В., Варфоломеев М.А., Славкина О.В., Щеколдин К.А., Дарищев В.И. Исследования эффективности вытеснения нефти паром с использованием растворителя и катализатора // Нефтяное хозяйство. – 2021. - №6. – с. 54-57.

References

1. Darishchev V.I., Paliy A.P., Akhmadeyshin I.A., Shchekoldin K.A, Bokserman A.A. The effectiveness of thermogas treatment as an example Sredne-Nazymsky field. [The effectiveness of thermogas treatment as an example Sredne-Nazymsky field]. Tezisy Pervogo mezhdunarodnogo seminara-konferentsii po teplovym metodam uvelicheniya nefteotdachi «Thermal EOR 2016». [Abstracts of the First International Seminar-Conference on Thermal Enhanced Oil Recovery "Thermal EOR 2016"]. Kazan', 2016, p. 26. (In Russian).
2. Zazovskiy A.F., Fedorov K.M. O vytesnenii nefti parom [On the displacement of oil by steam]. Moscow «Preprint» IPM AN SSSR Publ., 1986, no. 267, p.82. (In Russian).
3. Zolotukhin A.B., Bokserman A.A., Kokorev V.I., Nevedeev A.N., Ushakova A.S., Shchekoldin K.A. New Upstream and Downstream Technologies for Extra Heavy Oils. SPE Heavy Oil Conference, Calgary, Canada, 2012. (In English).
4. Kudinov V.I. Sovershenstvovaniye teplovykh metodov razrabotki mestorozhdeniy vysokovyazkikh neftey [Improvement of thermal methods for the development of high-viscosity oil fields]. Moscow, Neft' i gaz Publ., 1996 p. 284. (In Russian).
5. Kokorev V.I., Darishchev V.I., Akhmadeyshin I.A., Shchekoldin K.A. Razrabotka i vnedreniye innovatsionnogo tekhniko-tekhnologicheskogo kompleksa povysheniya nefteotdachi na osnove teplovykh i gazovykh metodov povysheniya nefteotdachi s odnovremennym snizheniyem nagruzki na okruzhayushchuyu prirodnuyu sredu [Development and implementation of an innovative technical and technological complex for enhancing oil recovery based on thermal and gas methods for enhancing oil recovery while reducing the load on the environment]. Materialy 7 Mezhdunarodnogo salona «Kompleksnaya bezopasnost' 2014». [Materials of the 7th International Salon "Integrated Safety 2014"]. Moscow, 2014. (In Russian).
6. Shchekoldin K.A. Obosnovaniye tekhnologicheskikh rezhimov termogazovogo vozdeystviya na zalezhi bazhenovskoy svity [Substantiation of technological modes of thermogas impact on the deposits of the Bazhenov formation] diss. … kand. tekhn. nauk. [diss. ... Cand. tech. sciences. Gubkin, Russian State University of Oil and Gas] Moscow, RGU nefti i gaza imeni I.M. Gubkina Publ., 2016, p. 105. (In Russian).
7. A.A. Lobanov, K.A. Shchekoldin, M.A. Zvonkov, M.V. Khlan, Ye.Yu. Pustova, V.A. Kovalenko, I.A. Struchkova, A.B.Zolotukhin. Osobennosti vzaimodeystviya szhizhennogo uglekislogo gaza s vysokovyazkoy neft'yu. Chast' 1. Ob"yemnoye i fazovoye povedeniye smesey [Features of the interaction of liquefied carbon dioxide with high-viscosity oil. Part 1. Volume and phase behavior of mixtures]. Neftepromyslovoye delo [Oilfield business], 2018, no. 4, pp. 24–30. (In Russian).
8. Upravleniye tsifrovymi mestorozhdeniyami [Digital Field Management] Tekhnicheskaya konferentsiya SPE [SPE Technical Conference] 6–8 June 2017. Petergof, 2017.
9. Mukhamatdinov I.I., Giniyatullina E.E., Mukhamatdinova R.E., Slavkina O.V., Shchekoldin K.A., Vakhin A.V. Vliyaniye katalizatora akvatermoliza na vnutriplastovoye preobrazovaniye vysokovyazkoy nefti Strelovskogo mestorozhdeniya Samarskoy oblasti .[Influence of aquathermolysis catalyst on in-situ transformation of high-viscosity oil from the Strelovskoye field of the Samara region]. Neft'.Gaz.Novatsii [Oil. Gas. Innovations], 2021, no.3, pp.38-42. (In Russian).
10. Minkhanov I.F., Bolotov A.V., Al'-Muntaser A.A., Mukhamatdinov I.I., Vakhin A.V., Varfolomeyev M.A., Slavkina O.V., Shchekoldin K.A., Darishchev V.I. Issledovaniya effektivnosti vytesneniya nefti parom s ispol'zovaniyem rastvoritelya i katalizatora [Investigations of the efficiency of oil displacement by steam using a solvent and catalyst]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry]. 2021, no. 6, pp. 54-57. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Дарищев В.И.

    Дарищев В.И.

    к.т.н. заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности

    ООО «РИТЭК» г.Волгоград, 400048, РФ

    Щеколдин К.А.

    Щеколдин К.А.

    к.т.н., «начальник Отдела инновационных технологий»

    ООО «РИТЭК» г.Волгоград, 400048, РФ

    Славкина О.В.

    Славкина О.В.

    ведущий специалист отдела инновационных технологий

    ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400048, РФ

    Маланий С.Я.

    Маланий С.Я.

    ведущий специалист отдела инновационных технологий

    ООО «РИТЭК» г. Волгоград, 400048, РФ

    Бугаев К.А.

    начальник отдела научно-технической аналитики

    ООО НК «Югранефтепром» г. Москва, 109028, РФ

    Цветков С.В.

    Цветков С.В.

    заместитель директора ТПП по разработке месторождений– главный геолог

    ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» г. Самара, 443041, РФ

    Булычев Д.А.

    руководитель группы РТО

    АО «Подольский машиностроительный завод» г. Подольск, 142115, РФ

    Просмотров статьи: 1111

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru