«Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море»

Обоснование выбора перспективных углеводородных растворителей для одновременной закачки с паром на участках малой толщины Ярегского месторождения и определение оптимального режима их нагнетания

УДК: 622.276.652
DOI: -

Авторы:

¹ Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия

Ключевые слова: совместное воздействие паром и углеводородными растворителями, термогравитационное дренирование пласта, пласт малой толщины, Ярегское месторождение

Аннотация:

Величина нефтенасыщенной толщины пласта и однородность его геолого-физических свойств являются ключевыми факторами, влияющими на эффективность существующих паротепловых способов извлечения сверхвязкой нефти, в частности, термогравитационного дренирования пласта (ТГДП или SAGD). На участках с небольшой мощностью коллектора и сильной неоднородностью существенно возрастают тепловые потери в кровлю и подошву пласта, вследствие чего снижается энергетическая эффективность закачки пара. Кроме того, сам процесс бурения двух параллельных горизонтальных скважин в таких условиях становится нетривиальной задачей. Обычно расстояние между парой скважин в технологии SAGD составляет 5–10 м, однако в пласте малой толщины они будут расположены ближе, что повышает риск прорыва пара в нижнюю скважину и повреждения эксплуатационного оборудования. В текущих экономических условиях недропользователи оставляют участки малой толщины нетронутыми, так как существующие паротепловые технологии нефтеизвлечения не позволяют достичь приемлемого коэффициента нефтеотдачи, их разработка считается нерентабельной. Однако участки пласта толщиной 10 м и менее, несмотря на свой размер, содержат миллионы тонн ценного углеводородного сырья. Существует потребность в решении проблемы эффективного освоения запасов сверхвязкой нефти из неоднородного пласта малой толщины. Одним из путей повышения нефтеотдачи является использование комбинированного способа, сочетающего в себе преимущества нескольких технологий, например теплового (закачка пара) и химического (закачка углеводородного растворителя). Объектом исследования являются участки малой толщины Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения. В статье рассматривается опыт совместного воздействия пара и растворителей на участки малой толщины на месторождениях-аналогах. Обозначены перспективы внедрения предлагаемого способа на рассматриваемом объекте, на основе критериев выбора составлен перечень перспективных углеводородных растворителей для совместной закачки с паром, выполнен расчет количества закачиваемого растворителя по усовершенствованной методике.

Список литературы:

1. Пат. 2688713 Рос. Федерация, МПК E21B 43/24, E21B 43/22, C09K 8/592. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем / А.Т. Зарипов, А.Н. Береговой, Ш.Г. Рахимова [и др.]; патентообладатель ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина. – № 2018127475; заявл. 25.07.2018; опубл. 22.05.2019, Бюл. № 15.
2. Саврей Д.Ю., Чупров И.Ф. Оценка дебита наклонных скважин при прогреве нефтяного пласта от кровли к подошве // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2022. – № 9(357). – С. 51–55. – DOI: 10.33285/0130-3872-2022-9(357)-51-55
3. Этапы освоения залежей битума в Республике Татарстан / Р.С. Хисамов, Р.Г. Абдулмазитов, А.Т. Зарипов, С.И. Ибатуллина // Нефт. хоз-во. – 2007. – № 7. – С. 43–46.
4. Gates I.D. Solvent-aided Steam-Assisted Gravity Drainage in Thin Oil Sand Reservoirs // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2010. – Vol. 74, Issue 3-4. – P. 138–146. – DOI: 10.1016/j.petrol.2010.09.003
5. Jaimes D.M., Clarke M. Analytical Modeling of the Cyclic ES-SAGD Process // Energies. – 2020. – Vol. 13, Issue 16. – P. 4243. – DOI: 10.3390/en13164243
6. Hyundon Shin, Polikar M. Optimizing the SAGD Process in Three Major Canadian Oil-Sands Areas // SPE Annual Technical Conf., Texas, USA, Oct. 9–12, 2005. – DOI: 10.2118/95754-MS