Холодная добыча СВН и ПБ

Технологии, применяемые в разработке и добыче тяжелых нефтей.

К настоящему времени в мире отработано достаточно методов добычи тяжелых нефтей и ПБ. Менее вязкие сорта тяжелой нефти, обладающие достаточной текучестью при существенных температурах в резервуаре добываются на уровне рентабельности без применения специальных технологий снижения вязкости и с использованием ряда традиционных процессов, таких как горизонтальное или многозабойное бурение. Последняя из названных технологий является наиболее эффективной, она предусматривает бурение нескольких ответвлений у скважины, что позволяет увеличить длину по простиранию без большого роста затрат. Именно так организован процесс добычи Ориноко в Венесуэле, а также на шельфовых месторождениях Бразилии.

Коэффициент извлечения нефти при ее добыче методом CHOPS ниже 10 %. Отсюда затраты на бурение и заканчивание скважин должны быть минимальными. В Канаде затраты на добычу оцениваются в пределах от $ 14 до $ 17 за баррель [1.4].

Наиболее болезненным фактором при холодной добыче тяжелой нефти является низкий коэффициент извлечения нефти, который при первичной разработке находится на уровне от 6 % до 15 %. На этих месторождениях на перспективу не предусмотрена их разработка вторичными методами.

Процесс заводнения с целью поддержания пластового давления может на некоторых месторождениях с менее вязкими нефтями способствовать поддержанию холодной добычи нефти. здесь можно применить опыт РТ.

На залежах, представленных терригенными коллекторами, при благоприятных геологических условиях эффективно применять методы заводнения для выработки запасов высоковязких (до 250 спз и более) нефтей ( рис. 2.20). Благоприятными условиями для применения заводнения могут считаться объекты с достаточной (боле 200 мДа) проницаемостью, низкой расчлененностью (менее 1,5), сравнительно небольшой послойной неоднородностью пластов. При достаточной связи с законтурной областью эффективно применять законтурную, приконтурную и межконтурную закачку воды.

Непременным условием нормальной выработки запасов (без резкого роста темпов обводнения пластов и скважин) является нестационарная (циклическая) закачка воды при давлениях нагнетания, обеспечивающих пластовые давления, близкие к начальному пластовому (для терригенных отложений нижнего карбона на устье нагнетательных скважин около 80-100 ат). Система заводнения не должна быть жесткой. Для вязких нефтей нужно выдерживать рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин, которое определяется в зависимости от продуктивности добывающих и нагнетательных скважин, вязкости пластовой нефти и вытесняющего агента. Для залежей вязких нефтей (до 250 спз) в терригенных коллекторах и вытесняющего агента (до 2 спз) это соотношение должно составлять 5-6 добывающих на одну нагнетательную скважину.

Для улучшения выработки пластов при разработке залежей вязких нефтей методами заводнения в современных условиях можно использовать горизонтальные скважины.

Конечная нефтеотдача для залежей вязких нефтей естественно ниже, чем для маловязких нефтей, но при заводнении она в 1,5-2 раза выше, чем без него и существенно выше темпы добычи нефти. На поздней стадии разработки залежей ВВН в обязательном порядке нужно будет применять тепловые МУН [1].

Опыт Татарстана по освоению залежей тяжелых, менее вязких нефтей можно широко использовать в других регионах и странах. На этих месторождениях можно получить при заводнении высокую нефтеотдачу до 30-40% (в зависимости от характеристики пластов) на этапе заводнения, а на поздней стадии перейти на тепловые методы и повысить нефтеотдачу до 60-70%.

Дата добавления: 2014-01-11