Проблема повышения нефтеотдачи на разрабатываемом месторождении актуальна для всех нефтедобывающих стран мира с высоковязкими нефтями, поскольку ее решение имеет большое практическое значение.

При разработке пластов нефти с высокой вязкостью апробирован метод паротеплового воздействия (ПТВ) на пласт [1]. Механизм извлечения нефти из пласта в процессе нагнетания пара основан на изменении физических свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, при увеличении температуры.

Может применяться как непрерывная закачка пара в пласт через систему нагнетательных скважин, так и циклическая. Циклическое нагнетание пара в пласт осуществляется периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью. В дальнейшем для эксплуатации скважин, обработанных паром, используются оснащенные электрооборудованием технологические установки механизированной добычи нефти [2].

Одним из месторождений, в условиях которого предпочтительнее осуществлять методы ПТВ на высоковязкие нефтяные пласты, является месторождение Каражанбас, расположенное на территории Республики Казахстан [3]. Особые свойства Каражанбасской нефти (небольшая глубина залегания, низкие температуры и давление) не позволяют применять традиционные методы разработки нефтяных месторождений с помощью заводнения. При этом практика применения закачки пара в пласт характеризуется высокой технологической и экономической эффективностью. Площадь месторождения Каражанбас разделена на несколько секторов: Западный, Восточный, Северный и Южный. Основная доля годового объема добычи нефти (до 64% по месторождению) принадлежит Восточному сектору. Опытно-промышленные работы по применению ПТВ на Восточном секторе месторождения Каражанбас начались в ноябре 2005 года проведением циклической обработки призабойной зоны пласта паром (Рисунок 1).

На территории площадки парогенераторных станций установлены: комплексная насосная станция с высоконапорными насосами типа Sigma, парораспределительные коллекторы, газорегуляторные пункты. Каждая из станций ППГ состоит из четырех блочных парогенераторных установок УПГ-50/6М со следующими номинальными параметрами: производительность установки по отпускаемому пару 50 т/час, общая установленная мощность электрооборудования 1294 кВт, вид топлива – природный газ. Парогенератор и установка оснащены системами контроля, автоматизации и защиты, обеспечивающими поддержание требуемой производительности и параметров пара, рациональное использование топлива и электрической энергии.

Электроснабжение на территории площадки ППГ осуществляется от закрытого распределительного устройства 6/0,4 кВ. На основании анализа статистических данных построена гистограмма распределения годового электропотребления технологических установок станций ППГ (Рисунок 3).

Для поддержания пластового давления применяются стационарные (СПГУ) и мобильные (МПГУ) парогенераторные установки (Рисунок 4). На месторождении Каражанбас установки МПГУ ведут закачку пара на ячейках скважин Северного сектора (суточная закачка пара составляет 1242 тонны), а установки СПГУ ведут постоянную закачку пара на скважинах Восточного сектора месторождения (суточная закачка пара составляет 6485 тонн).

На основании анализа статистических данных построена гистограмма общего годового электропотребления для установок СПГУ, МПГУ (Рисунок 5).

Результаты расчетов характерных показателей годового потребления электроэнергии для технологических установок ПТВ представлены в Табл.1.

Таблица 1

Технологические установки ПТВ	TНБ, час/год	kЗ , о.е.
Станции ППГ	≈ 7600	0,87
СПГУ, МПГУ	≈ 5900	0,67

В Табл.1 приведены: TНБ - продолжительность использования максимальной нагрузки, kЗ – равномерность (плотность) электропотребления в течение года.

Процентный состав электропотребления установок ПТВ в структуре годового электропотребления месторождения показан на Рисунке 6.

Энергосберегающим эффектом будет обладать технология уплотнения сетки разработки скважин, применяемая для увеличения нефтеотдачи за счет более рационального влияния пара на продуктивные пласты [1]. При этом не только снизится расход теплоносителя на извлечение 1 тонны нефти, но и уменьшится электропотребление технологических установок ПТВ.

 

Список литературы

1.     Антониади Д.Г. Современные технологии интенсификации добычи высоковязкой нефти и оценка эффективности их применения / Д.Г. Антониади, А.М. Гапоненко, Г.Т. Вартумян, Ю.Г. Стрельцова – Краснодар: Издательский Дом – Юг, 2011. – 420 с.

2.     Ершов М.С. Электрооборудование и станции управления технологических установок механизированной добычи нефти / М.С. Ершов, А.Д. Яризов - М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2008. – 124 с.

3.     Миннибаева С.Б. Анализ разработки месторождения Каражанбас / С.Б. Миннибаева, С.Ю. Чеботарев и др.- ТОО ««Каспиан Энерджи Ресерч» и ОАО «Каражанбасмунай» - Атырау, 2003. – 220 с.