Говорят, все гениальное – просто. И зачастую лежит на поверхности – надо только это заметить. На Ярегском месторождении решение задачи повышения эффективности шахтной нефтедобычи скрывалось в прямом смысле на поверхности. Инженеры НШУ «Яреганефть» его нашли и успешно начали применять. Речь идет о комбинированной системе термошахтной разработки в блоке «Северный» нефтешахты № 2.
Как это было
Чтобы понять ее суть, необходим экскурс в историю. Основных, так сказать, классических способов добычи «черного золота», применяемых ранее на Ярегском промысле, было три. Это подземно-поверхностная система, одногоризонтная и двугоризонтная.
С момента открытия в 1932 году тяжелую нефть пытались извлечь традиционными методами, то есть при помощи скважин. Но ее большая вязкость и низкое пластовое давление не позволили добывать ее с поверхности земли. Тогда геологи рассчитали, если энергии пласта не хватает для подъема «черного золота» на поверхность земли (200 м), то для меньшей высоты (50–70 метров) ее должно хватить. Для этого в туффитовом горизонте была создана система полевых штреков – подземных тоннелей, проходящих в непосредственной близости от нефтеносного пласта. В каждом располагалось несколько буровых камер, из которых бурилось 8–10 подземных скважин. Углеводородное сырье по ним поднималось «на туффит», и уже оттуда, по системе сбора и подготовки, на поверхность земли. Коэффициент извлечения нефти (КИН) был порядка шести процентов.
Начиная с 1972 года, в промышленном масштабе начали применять паротепловые методы добычи. Для этого задействовали старые добывающие скважины под закачку пара. Добыча нефти же осуществлялась из вновь пробуренных пологовосходящих скважин, созданных в эксплуатационных горных выработках в подошве продуктивного нефтяного пласта.
При одногоризонтном способе добычи пар подается в пласт непосредственно из эксплуатационной галереи, которая расположена в нефтеносном пласте, где добывающие и нагнетательные скважины расположены рядом друг с другом.
При двугоризонтном – подача пара осуществляется из подземных горных выработок, расположенных в породе-покрышке непосредственно над нефтяным пластом. Они были построены для извлечения сырья по так называемой «ухтинской системе», по которой разрабатывалось Ярегское месторождение, начиная с 1939 года.
При использовании подземно-поверхностной системы пар подается в пласт через паронагнетательные скважины на поверхности земли, а его распространение по продуктивному пласту происходит с помощью подземных парораспределительных каналов, которые также пробурены из эксплуатационной галереи. Добыча нефти, как и при других системах, осуществляется из пологовосходящих скважин.
Выше темп
Плюс одногоризонтной системы – темп отбора нефти на первоначальной стадии разработки. Он в сравнении с другими методами немного выше. Это происходит потому, что максимальное воздействие пара идет в самом начале перфорированной части скважины. То есть тепло распространяется от центра к периферии. Недостаток же заключается в том, что парораспределительные каналы расположены от добывающих на близком расстоянии – в пяти-шести метрах. По мере распространения тепла по пласту происходит соединение паровых камер, из-за чего возникают прорывы пара в добывающие скважины. При этом осложняется управление разработкой уклонного блока и тормозится распространение тепла к краевым зонам пласта.
Отличительной особенностью подземно-поверхностной системы является то, что нагнетание пара и отбор нефти ведется от фронта блока к его центру, где расположена «добычная» галерея. Это позволяет более полно отрабатывать запасы и увеличить КИН. К тому же паронагнетательные скважины расположены от добывающих на удалении 50–70 метров. Поэтому процесс «схлопывания» паровых камер, если и происходит, то существенно позже по времени в сравнении с одногоризонтным аналогом. Соответственно, тепло распространяется по нефтеносному слою больше и дальше к устью скважины.
Два в одном лучше
Специалисты из «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» совместно с инженерами «ЛУКОЙЛ-Коми», исходя из принципов действия этих систем, решили их объединить в одну, которая сочетает в себе скорость теплоподачи одногоризонтной системы и эффективность подземно-поверхностной. Выработали и запатентовали комбинированную систему термошахтной разработки. По замыслу авторов, применение ноу-хау поможет увеличить темпы эксплуатации блока и его нефтеотдачу. Впервые новинку применили на уклонном блоке «Северный» нефтешахты № 2 в 2013 году.
Для осуществления задуманного с поверхности было пробурено пять нагнетательных скважин со средней глубиной 200–220 метров. Это позволило практически полностью охватить продуктивный пласт. Для извлечения нефти пробурили 27 добывающих подземных скважин протяженностью до 300 метров. Причем подземная обвязка позволила подключать под закачку пара добывающие, тем самым сменить их спецификацию.
Все подземные скважины работают циклично. Сначала идет прогрев пласта. За это время нефть постепенно накапливается в эксплуатационных скважинах. В зависимости от режима работы формируется график их продувки – то есть время, когда пора открыть задвижку для слива нефтесодержащей жидкости (НСЖ).
Раз везде применяется пар, возникает естественный вопрос, откуда он берется в достаточных для таких больших промышленных работ количествах? Теплоноситель для блока «Северный» поступает от парогенераторной установки (ПГУ) «Центр». Пар ПГУ хорошего качества. Давление на устье скважины обеспечивается порядка 14 атмосфер, а температура теплоносителя составляет 150–180 градусов Цельсия.
Результат положительный
Динамика отбора нефти по годам показывает, что эффект от внедрения нового способа положительный. Судите сами. Подземно-поверхностная система обеспечивает темп отбора нефти 5,8 % от геологических запасов на пятый год разработки. При применении одногоризонтной системы в среднем к третьему году эксплуатации удавалось достичь максимального темпа отбора нефти 4,2 %.
Показатели работы уклонного блока «Северный» по комбинированной схеме на четвертый год ее применения (с 2013 г.) составили 6,8 %.
Конечный результат КИН можно будет узнать, когда добыча «черного золота» в блоке подойдет к концу. Но уже сейчас видно, что текущий КИН разработки блока выше, чем при применении одногоризонтного и подземно-поверхностного способов по отдельности. Таким образом, удалось превысить проектные показатели темпа отбора нефти в течение первых трех лет работ. Данный метод собираются распространять и на других участках месторождения.
В настоящее время успешно прошло испытание клапанов-отсекателей на устьях скважин. Их задача в том, чтобы скважина в постоянном режиме давала НСЖ и не допускался прорыв пара в горную выработку, что приводит к ухудшению микроклиматических условий. Часть нефтедобывающих каналов блока «Северный» уже оборудована такими клапанами и, соответственно, работа на них перешла в постоянный режим.
Петр БОБРАКОВ