Густая и вязкая нефть пермокарбоновой залежи Усинского месторождения малоподвижна и может застывать даже в жаркий день, что делает ее добычу обычным способом невозможной. В связи с этим здесь активно применяется метод паротепловой обработки скважин.
Журналисты «СВ» побывали на промысле Комплексного цеха по добыче нефти № 1, чтобы подробнее узнать о специфике работы тех, кто непосредственно занимается подачей пара в пласт.
Как это работает?
С началом промышленной добычи нефти в Усинске появилась необходимость в дополнительных мерах воздействия на пласты с целью увеличения добычи тяжелой нефти – так возникло целое направление в отрасли под названием «повышение нефтеотдачи пластов». Методы прогрева недр паром давно зарекомендовали себя как одни из самых эффективных. Разберем подробнее распространенные практики, так называемые ПЦО и ПТВ.
Технология пароциклической обработки (ПЦО) включает три фазы: закачка пара, выдержка скважины на пропитку после прекращения закачки пара, эксплуатация скважины – добыча. Главное отличие метода, как видно из названия, – цикличность.
На первом этапе за определенный промежуток времени с назначенным темпом происходит нагнетание пара в скважину, в результате чего вокруг нее образуется прогретая зона. В течение второго этапа происходит полная конденсация пара и «всасывание» нефти из «холодной» области пласта в прогретую зону. На третьем этапе начинается эксплуатация скважины.
– В большинстве своем нагнетательные скважины по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных, – рассказывает ведущий геолог цеха Александр Артеев. – И наоборот, скважина была нагнетательной, а становится добывающей. После закачки пара в скважину спускают штанговый глубинный насос (ШГН), он более устойчив к высоким температурам. После снижения эффекта пароциклической обработки мы переходим на винтовые насосы. По каждой скважине решения принимаются совместно со специалистами института «ПечорНИПИнефть». Для равномерного прогрева не исключено применение специальных химических реагентов.
К примеру, закачка пара в одну скважину продолжается в среднем от 25 дней, в зависимости от мощности перфорации. Как долго скважина будет числиться в добывающих, зависит от того, насколько прогрелась нефтесодержащая жидкость в пласте, где температура при прогреве может быть выше 220–230 градусов.
Пар поступает с парогенераторных установок к скважинам, которых в первом цехе насчитывается более 40 единиц. На каждой установлены датчики, передающие дистанционно информацию на диспетчерский пункт о температуре, давлении и объемах закаченного пара.
Объем необходимого пара измеряется в зависимости от площади вскрытого пласта. В среднем одна скважина забирает 4–6 тонн пара.
Преимуществом технологии ПЦО является кратность увеличения дебита нефти – до трех раз. Эффект может длиться 6–12 месяцев и более, количество повторных циклов ПЦО – от 9 до 15.
Кустовой принцип
Паротепловое воздействие (ПТВ) – технология, при которой пар подается в паронагнетательные скважины непрерывно. Создается «горячая зона» (пар – конденсат – горячая вода), которая движется непрерывно по пласту, обеспечивая добычу нефти. При этом коэффициент извлечения может достигать 60 % от начальных геологических запасов. Закачка пара в нагнетательные скважины – основная технология, применяемая на пермокарбоновой залежи, она осуществляется здесь с 1992 года.
Принцип работы ПТВ – кустовой. Есть одна скважина, в которую постоянно нагнетается пар, а вокруг нее расположено несколько добывающих. Прогревание пласта также происходит благодаря паронагнетательной скважине.
«Горячие» парни
Работать с паром – дело непростое, так как речь идет о высоких температурах и давлении, соответственно, здесь требуются особые умения и навыки. В связи с этим в ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» было принято решение организовать в цехах специальные подразделения – бригады по обслуживанию паронагнетательного и пароциклического фонда скважин. Такие бригады созданы в первом, втором и пятом цехах. Первой руководит мастер ПТВ Александр Белокобыльский.
– Задача бригады заключается в выведении качающих пар ПТО и ПЦО скважин на режим, в ежедневном их контроле. Ответственность на работниках высокая. Только представьте: на ПЦО скважинах закачка пара происходит под давлением до 165 атмосфер, температура – от 315 градусов и выше, – рассказал Александр Николаевич.
В подчинении мастера пять операторов по добыче нефти и газа, которые прошли специальное обучение для работы с паронагнетательным фондом. Это Станислав Пазухин, Илья Баркалов, Тимур Юсупов, Алексей Южев, Антон Котов. Говорит, что в каждом уверен, как в себе. Сам Александр Белокобыльский работает с паром уже более 12 лет, начинал свою трудовую деятельность машинистом парогенераторной установки.
Бригада небольшая, поэтому и встретиться одновременно всем вместе не получается. Кто в разных сменах, кто на пятидневке, кто в отпуске.
В день нашего приезда в цех дежурила смена Ильи Баркалова. Вместе с ним мы побывали на кустовой площадке А-7, где установлены скважины ПТВ.
– Смена начинается с получения задания от мастера, а потом – разъезд по кустам. Если необходим запуск скважин, от диспетчера приходит телефонограмма, еду на определенный куст, ставлю скважину на прогрев, на режим она выводится через четыре часа. При этом заполняется режимный лист по скважине, куда вносятся все начальные параметры: температура, давление и расход пара, – рассказал он. – Работы хватает, но мне нравится, а это для меня важно.
Подача пара в пласт была и остается основным инструментом для увеличения дебита на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, которая обладает уникальными в мировом масштабе запасами высоковязкого «черного золота». А добыча «тяжелой», или трудноизвлекаемой нефти, в свою очередь, является для всей Компании приоритетным направлением.
