трусики женские украина

На головну

 Методи розробки родовищ високов'язких нафт і природних бітумів - Геологія

Введення

Найважливішою складовою сировинної бази нафтової галузі не тільки Росії, а й ряду інших нафтовидобувних країн світу є запаси високов'язких важких нафт і природних бітумів. За різними оцінками їх запаси становлять від 790 млрд. Т. До 1 трлн. т., що в 5-6 разів більше залишкових видобутих запасів нафт малої і середньої в'язкості, що становлять приблизно 162 млрд. тонн.

На сьогодні високов'язкі нафти і бітуми не самий затребуваний вид вуглеводневої сировини, однак, в якості альтернативи традиційної нафти і газу деякі країни обрали саме його. Особливі перспективи застосування пов'язані з впровадженням технологій виробництва синтетичної нафти. Синтетичної є майже половина канадської нафти, стійко зростають темпи видобутку бітумів і виробництва нафти на його основі у Венесуелі.

Геологічні запаси високов'язкої нафти і бітумів в Росії становить від 6 до 75 млрд. Тонн, проте їх застосування вимагає використання спеціальних дорогих технологій, так як вони складні в переробці, через високу в'язкості їх складно перекачувати, вони погано протікають в свердловині, і навіть при великих запасах важко відбирати великі дебіти. Високов'язкі нафти на ринку коштують дешевше, відносяться до категорії низькосортних, і особливого бажання за ними, з метою отримання великих прибутків поки немає, тому не багато російських компанії готові вкладати значні кошти в розробку родовищ та переробку високов'язких нафт.

На жаль, поки видобуток природних бітумів і високов'язких нафт збиткова. Як всяке нове перспективне виробництво, освоєння ресурсів та організація переробки важких нафт вимагає на перших порах підтримки.

Необхідні термінові заходи для стимулювання освоєння родовищ високов'язких нафт. Говорячи про стимулювання цього напрямку, необхідно, на мій погляд, відзначити те, що воно має місце бути, але до нещастя в тій мірі, яка не дозволяє в повному обсязі розкриватися такого важливого вектору нафтової галузі, як промислове освоєння запасів важких нафт, включаючи, звичайно, і створення відповідної інфраструктури зі збору, транспортування та переробки цього виду вуглеводнів.

Щодо географії запасів високов'язких нафт і природних бітумів слід відзначити те, що басейни з даними вуглеводнями поширені в основному на європейській території Росії: Волго-Уральський, Дніпровсько-Прип'ятський, Прикаспійський і Тимано-Печорський. Виняток становить Енисейско-Анабарський басейн з високов'язких нафти, який знаходиться в Східному Сибіру. На території цих басейнів міститься велика кількість родовищ важковидобувними сировини. З них можна виділити найбільш відомі, вивчені і розроблювальні родовища, такі як: Усинское і Ярегское (республіка Комі), Греміхінское, Мішкінський, Лиственской (Удмуртія), Південно-Карське, Зибза-Глибокий Яр, Північно-Кримський (Краснодарський край), Ашальчінское і Мордовія-Кармальское (Татарія).

Вище зазначені родовища використовуються в якості об'єктів дослідно-промислової розробки високов'язкої нафти і природних бітумів.

Такі компанії як ВАТ «Лукойл», ВАТ «РІТЕК», ВАТ «Комінефті», ВАТ «Удмуртнефть», ВАТ «Північна нафту» ведуть активні роботи по вивченню, вдосконаленню та створенню технологій розробки покладів важких нафт. Вивчаються й удосконалюються методи впливу гарячою водою, розчинниками, лугами, парою, кислотами, технології сухого і вологого внутріпластового горіння, комбінації методів.

У даній роботі будуть розглянуті різні методи розробки родовищ з нафтою підвищеної та високої в'язкості, а також деякі методи розробки родовищ природних бітумів. Слід зазначити те, що методи розробки бітумних родовищ можуть істотно відрізнятися від методів розробки родовищ вузьких нафт, але в деяких випадках методи можуть бути застосовні як до одних, так і до інших родовищ. На вибір методу головним чином впливають геолого-фізичні властивості нафтовмісних колекторів і фізичні властивості насичує флюїду.

Загальні відомості про родовища високов'язких нафт і природних бітумів

За найбільш широко використовуваної в світовій практиці класифікації важкими нефтями вважаються вуглеводневі рідини з щільністю 920-1000 кг / м3і в'язкістю від 10 до 100 мПа · с, а природними бітумами - слаботекучіе або напівтверді суміші переважно вуглеводневого складу з щільністю більше 1000 кг / м3і в'язкістю вище 10000 мПа · с. Проміжну групу між бітумами і важкими нефтями утворюють так звані надважкі нафти з в'язкістю від 100 до 10000 мПа · с і щільністю близько чи трохи більше 1000 кг / м3.Тяжелие і надважкі нафти багато авторів об'єднують під загальною назвою - важкі нафти або високов'язкі нафти.

В'язкість у пластових умовах для родовищ важкої нафти варіюється від відносно невеликих значень 20 мПа · с до величин в'язкості близьких до значень природного бітуму (9000 мПа · с). При цьому більшість родовищ мають в'язкість в межах 1000 мПа · с.

Зазвичай колектори родовищ важких нафт характеризуються досить високими ємнісними властивостями. Значення пористості можуть лежати в межах від 20% до 45%. При цьому для колекторів характерна розчленованість і значна неоднорідність фільтраційних властивостей (проникність може змінюватися від сотих часток до декількох одиниць мкм2).

Поклади важких нафт зустрічаються на всіх діапазонах глибин від 300 метрів до глибин понад 1500 метрів. При цьому частка балансових запасів високов'язких нафт розташованих на глибинах понад 1500 метрів становить лише 5% всіх запасів. Найбільш значущі за запасами родовища розташовані в діапазонах глибин 1000-1500 метрів. Дуже часто родовища високов'язкої нафти являють собою складну многопластового систему, в якій різні поверхи нефтеносности мають не тільки різні ємнісне-фільтраційних властивостей, але і відмінні один від одного властивості пластового флюїду.

Основні родовища природних бітумів розташовуються на зовнішніх бортах мезозой-кайнозойських крайових прогинів, що примикають до щитів і зводам древніх платформ (Канадський, Гвіанський щити, Оленекском звід). Родовища можуть бути пластові, жильні, штокверковие. Пластові родовища (до 60 м) охоплюють, нерідко, багато тисяч квадратних кілометрів (Атабаска, Канада).

Жильні і штокверковие родовища формуються на шляхах вертикальної міграції вуглеводнів по тектонічних тріщинах, зонам регіональних розривів. Найбільші жильні тіла в Туреччині (Харбол, Авгамасья) досягають довжини 3,5 км при потужності 20 - 80 м і простежуються до глибини 500 м. Покривні поклади утворюються за рахунок ізлівшіхся нафт. Відомі так звані асфальтові озера (Охінском на Сахаліні, Піч-Лейк на о. Тринідад, Гуаноко у Венесуелі).

Природні бітуми генетично являють собою, різною мірою, дегазованої, що втратили легкі фракції, в'язкі, напівтверді природні похідні нафти (мальти, асфальти, асфальтити). Крім підвищеного вмісту асфальтено-смолистих компонентів (від 25 до 75% мас.), Високої щільності, аномальної в'язкості, що зумовлюють специфіку видобутку, транспорту та переробки, природні бітуми відрізняються від маловязких нафт значним вмістом сірки і металів, особливо пятиокиси ванадію V2O5 і нікелю ( Ni) в концентраціях, порівнянних з вмістом металів у промислових рудних родовищах в Росії і країнах СНД (V2O5 до 7800г / т) і за кордоном (V2O5 до 3500 г. / т). Найбільш збагачені зазначеними компонентами природні бітуми родовищ Волго-Уральської бітумонефтегазоносной провінції. Так, в бітумах (мальта-високосмолістая нафта) вміст сірки досягає 7,2% мас., A V2O5 і Ni відповідно 2000 / т і 100 м / т. У асфальтітамі Оренбуржжя концентрація сірки перевищує 6% - 8% мас., A V2O5 і Ni відповідно 6500 / т в 640 р / т. Таким чином, родовища природних бітумів необхідно розглядати не тільки як джерело мономинеральной сировини для отримання лише нафти і продуктів її переробки, а, перш за все з позицій полікомпонентні сировини.

У Росії основні перспективи пошуку природних бітумів, пов'язані з породами приміських відкладень центральних районів Волго-Уральської бітумонефтегазоносной провінції, тобто якраз на тій території, де запаси звичайної нафти вироблені в найбільшій мірі в порівнянні з іншими нафтовидобувними регіонами Росії. Майже 36% запасів бітумів Росії знаходяться на території Татарстану, який за цим показником займає провідне місце в країні. Велика частина скупчень бітумів в пермських відкладеннях Татарії приурочена до пластів, що залягають на глибині від 50 до 400 м і охоплює майже весь розріз пермської системи. Бітуми важкі (щільність 962,6-1081 кг / м3), високов'язкі (до десятків і сотень тисяч мПа · с), високосмолістие (19,4-48,0%) і сірчисті (1,7-8,0%). Бітумна частина приміських відкладень являє собою складнопобудованих товщу карбонатних і теригенних колекторів, що утворюють природні резервуари з широким діапазоном колекторських властивостей. Інші регіони зосередження природних бітумів представлені територіями Самарської, Оренбурзької областей, Північного Сахаліну, Північного Кавказу, Республіки Комі і деякими областями Сибіру.

Приватний приклад родовищ важких нафт. Родовище Ярегское

Ярегское родовище, в адміністративному відношенні, знаходиться в центральному промисловому районі Республіки Комі, з високорозвиненою інфраструктурою, в 18 км на північний захід від міста Ухти. Існуючі на родовищі селища (Ярега, Первомайський, Нижній Доманіко) з'єднані між собою і містом Ухта дорогою з асфальтобетонним покриттям. В межах селища Ярега знаходиться залізнична станція Ярега, північній магістральної залізниці Воркута-Москва. Ярегское нефтетітановое родовище є потенційною сировинною базою для забезпечення ринку Росії продуктами переробки титанової руди і важкої нафти. Унікальність його полягає в тому, що, крім великих запасів нафти, воно містить величезні запаси титанової руди - більше 40% всіх запасів титанової сировини Росії. Родовище належить до Східно-Тіманський нафтогазоносної області Тимано-Печорської нафтогазоносної провінції.

Тектонічна приналежність: Ухтинського брахиантіклінальниє складка. Тіпструктури: брахіантикліналями.

Приурочено до широкої пологої асиметричною антиклинальной складці в північно-західній частині Ухта-Ижемский вала на північно-східному схилі Тіманський антеклізи. Прісводовая частина антикліналі ускладнена Ярегское. Південно-Ярегское, Лиаельскім і Вежавожскім локальними підняттями. ПростіПромишленно нафтоносних відкладення верхнього і середнього девону. ПростіКоллектори тріщини-порові, представлені кварцовими пісковиками (товщина 26 м). Поклад пластова сводовая на глибині 140-200 м, численними диз'юнктивними порушеннями розбита на блоки. Нафта важка, високосмолістая, в'язка, парафінистих; щільність від 0,932 до 0,959 (г / см3). На 1.1.1997 р видобуто 17,7 млн. Т нафти. У 1941 р геолог В.А. Калюжний в пісковиках III-го пласта встановив промислове зміст титанових мінералів. На Ярега будується гірничозбагачувальний комплекс для видобутку та хімічного збагачення кремністотітанового концентрату. Родовище розробляють ЗАТ «Бітран» і ТОВ «Комітітан».

Додаткові відомості по родовищу Ярегское

Дослідна експлуатація родовища з 1935 р До 1945 родовище розроблялося звичайним свердловинним методом по трикутної сітці з відстанями між свердловинами 75-100 м. Видобуто 38.5 тис. Т нафти, нефтеотдача не перевищувала 2%. З кінця 1939 розробка велася шахтним способом (3 шахти). З робочої галереї в надпластовом горизонті, розташованому на 20-30 м вище покрівлі продуктивного пласта, разбуріваемого поклад по щільної сітці свердловин через 15-25 м. З 1954 р відпрацювання шахтних полів велася по ухилу-скважинной системі з робочої галереї всередині продуктивного пласта. Довжина свердловин 40-280 м. Відстань між вибоями 15-20 м. До 1972 видобуто 7,4 млн. Т. Нефтеотдача менше 4%. З 1972 р розпочато термошахтная експлуатація із закачуванням в продуктивні пласти теплоносія через нагнітальні свердловини з надпластовой галереї. Нафта відбиралася експлуатаційними свердловинами з робочої галереї продуктивного пласта. Крім нафти в середньодевонські пісковиках виявлені підвищені концентрації лейкоксена.

Зведений стратиграфічний розріз Ярегского нафтового родовища

Карта нафтогазоносності Тимано-Печорської провінції

Існуючі технології розробки родовищ високов'язких нафт і природних бітумів

Існують різні способи розробки покладів важких нафт і природних бітумів, які розрізняються технологічними та економічними характеристиками. Застосовність тієї чи іншої технології розробки обумовлюється геологічною будовою та умовами залягання пластів, фізико-хімічними властивостями пластового флюїду, станом і запасами вуглеводневої сировини, кліматично-географічних умов і т.д. Умовно їх можна поділити на три, нерівноцінні за обсягом впровадження, групи: 1 - кар'єрний і шахтний способи розробки; 2 - так звані «холодні» способи видобутку; 3 - теплові методи видобутку.

Кар'єрний і шахтний способи розробки

Поклади природних бітумів розробляють відкритими (кар'єрними або копальневими) і підземними (шахтними, шахтно-свердловинними) методами.

Тверді бітумінозні сланці можуть залягати майже біля поверхні землі, проте глибина залягання бітумінозних порід може досягати і до 750 м (родовище Піс Рівер, Канада), а часом і більше того. Як правило, глибина розробки не перевищує 150-200 м., А часто розробка ведеться і на менших глибинах.

Видобуток нафти кар'єрним методом складається з двох основних операцій: виїмки нафтоносної породи і транспортування на збагачувальну фабрику з подальшим витяганням нафти. При цьому методі розробки капітальні та експлуатаційні витрати на родовищі відносно невеликі, і після проведення додаткових робіт з отримання з породи вуглеводнів, забезпечується високий коефіцієнт нафтовіддачі: від 65 до 85%. Для виїмки породи застосовують землерийні машини-екскаватори, скрепери, бульдозери і т.п.

Найбільш великим у світі є родовище бітумінозних пісків Атабаска в Канаді (провінція Альберта). Потужність пісків до 90 м, глибина залягання до 600 м. Піски кварцові з пористістю до 30%. Бітумонасищенность від 2 до 18%, в середньому 8%. Піски насичені нафтою і містять (%): силікатні смоли - 24%, асфальтени - 19%, сірку - 5%, азот - 10%, кокс - 19%. Щільність бітумів - 1020 кг / м3, запаси - 128 млрд. Т. Видобуток бітумінозних пісків ведеться роторними екскаваторами (Рис. 1). Потім піщано-бітумна маса подається транспортером на подріблення пункт і екстракційний завод, розташовані близько кар'єра. Обробка нафтоносної породи, тобто відмивши нафти від часток породи проводиться різними способами: аерірованной холодною водою, гарячою водою, парою, хімічними реагентами і навіть методом піролізу. Після екстракції бітуму, відстою та центрифугування він поступає на нафтопереробний завод (НПЗ). На установках термоконтактного крекінгу НПЗ після попередньої гідроочищення з отриманням товарної сірки виділяють фракції: бензинові, дизельні, котельного палива і металовмісних кокс. З двох кубометрів пісків отримують 1 барель нафти (159 кг). В добу виробляють 8000 м3нефті, 350 т сірки, 260 т коксу і газ. З відходів витягують титанові мінерали і циркон (до 690 т на рік). На південний захід від Атабаски знаходяться родовища Колд-Лейк (14 млрд. М3), Піс-Рівер (12 млрд. М3), Уобаска (14 млрд. М3).

Шахтна розробка може вестися в двох модифікаціях: очисна шахтна - з підйомом углеводородонасищенной породи на поверхню і шахтно-скважинная - з проводкою гірничих виробок в надпластових породах і бурінням з них кущів вертикальних і похилих свердловин на продуктивний пласт для збору нафти вже в гірничих виробках. Очисної-шахтний спосіб.

Рис. 1 Роторний екскаватор Рис. 2 Шахтний метод розробки

(Рис. 2) застосуємо лише до глибин 200 метрів, зате має більш високий коефіцієнт нафтовіддачі (до 45%) у порівнянні зі свердловинними методами. Великий обсяг проходки по порожніх порід знижує рентабельність методу, який в даний час економічно ефективний тільки при наявності в породі (крім вуглеводнів) ще і рідкісних металів. Шахтно-свердловинний метод розробки застосуємо на більш значних глибинах (до 400 метрів), але має низький коефіцієнт нафтовіддачі і вимагає великої кількості буріння по порожнім породам. Принцип шахтно-свердловинного методу такий. Якщо гірничі виробки знаходяться нижче продуктивного нафтоносного горизонту, то з них буряться невеликі дренажні свердловини (причому буріння зазвичай 10-12 свердловин), за якими нафта йде самопливом під дією гравітаційного фактора і потрапляє в спеціальні канавки, що знаходяться на дні гірничої виробки і мають невеликий ухил для стоку в нафтосховище. У випадку, коли гірничі виробки знаходяться вище продуктивного горизонту, також бурят кущові свердловини, але нафта витягується насосами. В'язкі нафти транспортуються по канавках за допомогою води відкритим способом через майже повну відсутність газоподібних компонентів. Далі з нафтосховища ця нафта подається на поверхню насосами.

Для підвищення темпів видобутку важких нафт і природних бітумів та забезпечення повноти вироблення запасів в шахтно-свердловинному способі розробки використовують паротеплового вплив на пласт. Так званий термошахтний метод застосуємо на глибинах до 800 метрів, має високий коефіцієнт нефтеизвлечения (до 50%), однак більш складний в управлінні, ніж шахтний і шахтно-свердловинний методи. Найбільш відомим прикладом шахтно-скважинной розробки покладів важких нафт є розробка Ярегского родовища.

Розробка Ярегского родовища подразделена на три етапи: 1) досвідчений при експлуатації свердловин з поверхні, 2) шахтний спосіб розробки, 3) шахтний спосіб із застосуванням теплового впливу на пласт.

Експлуатація свердловин з поверхні привела до рівня нафтовидобутку всього в 2%. Саме тоді виникла ідея буріння шахтних свердловин, що закінчуються в системі галерей, розташованих в вищележачому горизонті.

Розробка шахтним способом здійснювалася за двома системами (Рис. 3): 1) ухтинской, при якій поклад дренували вельми щільною сіткою вертикальних або злегка похилих свердловин (глибиною до 50 м), пробурених з гірничої виробки вишележащего туффітового горизонту, що знаходиться вище продуктивного пласта на 25 метрів і 2) ухилом-скважинной - з розташуванням галерей у верхній частині пласта і розбурювання шестигранників (площею 8-12 га) в підстильному горизонті пологими свердловинами довжиною до 200 м., які відходять від них як спиці колеса від осі.

Рис. 3 Схема розробки шахтним способом Ярегского родовища, що включає в себе Ухтинського і ухил-скважинную системи

1 - система похилих свердловин; 2 - підземна частина свердловини; 3 - насосна станція; 4 - підземна галерея для аерації; 5 - основна свердловина; 6 - свердловина для аерації; 7 - електричне обладнання; 8 - зберігання вибухових речовин; 9 - підземна галерея; 10 - камери, в які виходять гирла свердловин; 11 - система згрупованих свердловин

Така подвійна система свердловин дозволила збільшити коефіцієнт нафтовіддачі до 6%. Для його підвищення було вирішено вдатися до паротеплового впливу. Необхідно було знайти «проривних» технологію, що забезпечує вирішення проблем. Така технологія була запропонована, випробувана і після проведення великого обсягу досвідчених робіт по тепловому впливу на продуктивний пласт в умовах шахтної розробки, з 1972 року почалося широкомасштабне впровадження «двухгорізонтной системи» термошахтного способу розробки (Рис. 4) на всіх нефтешахтах.

Рис. 4 Двухгорізонтная система розробки

В даний час продовжується пошук і вдосконалення технологій видобутку нафти на родовищі. Так з 1999 р, на нефтешахтах проводилися дослідно-промислові роботи з випробування підземно-поверхневої технології (рис. 5). За період випробування нової технології отриманий достатній матеріал для проведення аналізу розробки та підтверджена методика розрахунку технологічних показників розробки за запропонованим способом.

Даний метод дозволив збільшити річний обсяг видобутку нафти в даний час до 690 тис. Тонн без суттєвої реконструкції потужностей, але з серйозними відступами і не виконанням ОТМ, що забезпечують заявлені переваги даного способу, по відношенню до існуючих. (Двухгорізонтная, одногорізонтная, панельна системи) і ту ефективність, заради якої ця технологія впроваджується.

У той же період були розпочаті дослідно-промислові роботи із застосуванням поверхневих технологій, запропонованої Л.М. Рузіна, на площах раніше відпрацьованих з ухилом-скваженние системі, шахтним способом на природному режимі виснаження. Технологія передбачала циклічну закачування пара (пароцікліческую обробку) з перекладом свердловин в кінці циклу закачки в режим експлуатації. Досвідчені роботи велися в межах шахтного поля 2 біс - ОПУ-99, на третій рік розробки цієї ділянки з'явилися позитивні контури ефективності цієї технології, За пропозиціями фахівців інституту «РосНІПІтермнефть», керівник Джалалов К.Е., в ході ОПР в технологію вносяться коректування, пов'язані з перекладом контурного ряду свердловин, після третього пароцікліческой обробки в режим постійного нагнітання, тобто поєднання пароціклікі з майданних витісненням. На жаль, «політичні» мотиви не дозволили продовжити ОПР та отримати реальні результати.

Починаючи з 2004 року на одному їх ділянок родовища здійснюється адаптація до умов Ярегского родовища канадського способу розробки - термо-гравітаційного дренування, сутність якого полягає в розробці нафтового покладу горизонтальними свердловинами з поверхні.

Ефективність будь-якої системи розробки визначається, безумовно, економічними показниками - затратами на видобуток нафти, темпами відбору і коефіцієнтом вилучення нафти (КІН).

«Холодні» способи видобутку

До сучасних «холодним» методам видобутку важкої нафти, в першу чергу, може бути віднесений метод «CHOPS» (рис. 6), що передбачає видобуток нафти разом з піском за рахунок усвідомленого руйнування слабосцементірованних колектора і створення в пласті відповідних умов для перебігу суміші нафти і піску (родовище Ллойдминстер, Канада). Застосування методу CHOPS не вимагає великих інвестицій на облаштування і забезпечує незначність експлуатаційних витрат, проте коефіцієнт нафтовіддачі в цьому випадку як правило не перевищує 10%. При холодній видобутку успішно використовується спеціалізоване насосне обладнання (наприклад, установки гвинтових насосів), за допомогою якого проводиться відкачка спеціально створеної суміші пластового флюїду і піску. Видобуток піску призводить до виникнення довгих каналів, або «червоточини», що володіють високою проникністю. Досвід показує, що деякі канали можуть відходити в сторони від експлуатаційної свердловини на відстань до 200 м. Поєднання пінистий нафти з високопроникних каналами зумовлює високі коефіцієнти вилучення і високі дебіти, які спостерігаються у більшості нафтоносних пластів родовища Ллойдминстер. Незважаючи на комерційний успіх технології холодної видобутку, існує ряд ознак, за якими можна судити про ймовірне досягненні межі її можливостей. За наявними оцінками, обсяг видобутої в даний час нафти становить 36 500 м3 / добу (230 тисяч бар. / Добу), при цьому згідно з прогнозами в наступному десятилітті відбудеться зниження видобуваються обсягів на 50%. Причиною такого зниження видобутку є наступні фактори:

»Відсутність нових родовищ, придатних для розробки із застосуванням методики холодної видобутку;

»Обводнення свердловин за рахунок припливу води по мережі каналів;

»Зниження пластового тиску і енергії пластів;

»Низький приплив рідини і високий газовий фактор;

»Неможливість експлуатації свердловин довше 7-8 років в силу вищевказаних причин.

Рис. 6 Метод розробки «CHOPS»

У числі «холодних» способів видобутку важких нафт і бітумів з використанням розчинників слід вказати так званий VAPEX метод (рис. 7) - закачування розчинника в пласт в режимі гравітаційного дренажу. Цей спосіб впливу передбачає використання пари горизонтальних свердловин. За рахунок закачування розчинника у верхню з них, створюється камера розчинник (вуглеводневі розчинники, в тому числі етан або пропан). Нафта розріджується за рахунок дифузії в неї розчинника і стікає по межах камери до добувної свердловині під дією гравітаційних сил. Коефіцієнт вилучення нафти цим методом доходить до 60%, однак темпи видобутку надзвичайно низькі.

Таким чином, «холодні» методи розробки покладів важкої нафти не позбавлені низки суттєвих недоліків. У їх числі обмеження за максимальним значенням в'язкості нафти і низькі темпи розробки. Тому, переважна кількість активно здійснюваних проектів розробки родовищ важкої нафти і бітумів пов'язано з тепловими методами впливу на пласти.

Рис. 7 Метод розробки «VAPEX».

Теплові методи розробки

Теплові методи розробки нафтових родовищ діляться на два принципово різних види. Перший, заснований на внутріпластового процесах горіння, створюваних шляхом ініціювання горіння коксових залишків у привибійній зоні нагнітальних свердловин (із застосуванням забійних нагрівальних пристроїв - зазвичай типу ТЕНів) з подальшим переміщенням фронту горіння шляхом нагнітання повітря (сухе горіння) або повітря і води (вологе горіння) . Другий, найбільш широко застосовуваний в Росії і за кордоном, заснований на нагнітанні (з поверхні) теплоносіїв в нафтові пласти.

Методи нагнітання теплоносія в нафтові пласти мають дві принципові різновиди технології. Перша - заснована на витісненні нафти теплоносієм і його оторочками. Такий різновид отримала в залежності від виду використовуваного теплоносія найменування: паротеплового впливу на пласт (ПТО) і впливу гарячою водою (ВГВ) Друга - на паротеплового обробці привибійної зони видобувних свердловин (ПТОС). У цьому випадку в якості теплоносія використовується насичена водяна пара.

Внутрішньопластове горіння (рис. 8). Сутність процесу зводиться до утворення і переміщення по пласту високотемпературної зони порівняно невеликих розмірів, в якій тепло генерується в результаті екзотермічних окислювальних реакцій між частиною міститься в пласті нафти і киснем нагнітається в пласт повітря.

Рис. 8 внутріпластового горіння

В якості палива для горіння витрачається частина нафти, що залишається в пласті після витіснення її газами горіння, водяною парою, водою, випаровуючись фракціями нафти попереду фронту горіння і зазнає зміни внаслідок дистиляції, крекінгу та інших складних фізико-хімічних процесів. Вигоряє 5-25% запасів нафти. Дослідженнями встановлено, що зі збільшенням щільності й в'язкості нафти витрата палива, що згорає збільшується, а зі збільшенням проникності зменшується.

Процес внутріпластового горіння має такі різновиди по напрямку руху окислювача:

- Прямоточний процес, коли рух зони горіння і окислювача збігаються;

- Протиточний процес, коли зона горіння рухається назустріч потоку окислювача.

Технологія процесу полягає в наступному. Спочатку компресорами закачують повітря. Якщо протягом перших місяців не виявляється ознак екзотермічніреакцій (за даними аналізів газу і температури у видобувних свердловинах), то приступають до ініціювання горіння. Його можна здійснити одним із методів: електричним забійним нагрівачем, який опускається в свердловину на кабелі і обдувається повітрям; забійній газовим пальником, що опускається в свердловину на двох концентричних рядах труб (для роздільної подачі палива і повітря); використання теплоти хімічних окислювальних реакцій певних речовин (пірофорен); подачею каталізаторів окислення нафти.

Після створення фронту горіння в привибійній зоні нагнетательной свердловини далі його підтримують і переміщають по пласту закачуванням повітря, з постійно зростаючим його витратою. Після того, як процес горіння стабілізувався, в пласті у напрямку від нагнітальної свердловини до видобувних можна виділити кілька характерних зон.

Між забоєм нагнетательной свердловини і фронтом горіння розміщується випалена зона 1. При нормальному перебігу процесу в ній залишається суха, вільна від будь-яких домішок порода пласта. У покрівлі та підошви пласта в даній зоні після проходження фронту горіння може залишатися нефтенасищенность 2, так як у зв'язку з втратами тепла в покрівлю та підошву температура в цих частинах може виявитися недостатньою для запалення палива. Дослідженнями встановлено, що зона фронту горіння 3 має порівняно малі поперечні розміри і не доходить до покрівлі і підошви пласта. Безпосередньо перед фронтом горіння в поровом просторі породи рухається зона 4 коксоутворення і випаровування порівняно легких фракцій нафти і зв'язаної води. Нагрівання цій області пласта здійснюється за рахунок теплопровідності і конвективного переносу тепла парами води, нафти і газоподібними продуктами горіння. Температура в цій зоні падає від температури горіння до температури кипіння води (у суміші з нафтою) при пластовому тиску.

Перед зоною випаровування рухається зона 5 конденсації парів води і нафти. Температура зони дорівнює температурі кипіння суміші води і нафти. Попереду цієї зони рухається зона 6 рідкого гарячого конденсату нафти і води. Температура в зоні 6 знижується від температури конденсації до пластової. Попереду зони конденсату нафти і води може утворитися «нафтової вал» зона 7 (зона підвищеної нефтенасищенності) при температурі рівній пластової. Остання зона 8 - зона нафти з початковою нефтенасищенних і пластової температурою, через яку фільтруються залишилися газоподібні продукти горіння.

Ефективна реалізація процесу внутріпластового горіння залежить від правильного підбору нафтового покладу і всебічного обґрунтування ознак, що впливають на успішне і економічне застосування такого способу.

Для внутріпластового горіння найбільш сприятливі продуктивні пласти товщиною 3-25 м. Залишкова нефтенасищенность повинна становити 50-60%, а первісна обводненість не більше 40%. В'язкість і щільність нафти можуть варіюватися в широких межах. Пористість пласта суттєво впливає на швидкість просування фронту горіння і потрібне тиск для окислювача. Проникність більше 0,1 мкм2.

Вологе внутрішньопластове горіння. Процес вологого внутріпластового горіння полягає в тому, що в пласт разом з повітрям закачується в певній кількості вода, яка, стикаючись з нагрітою рухомим фронтом горіння породою, випаровується. Захоплюється потоком газу пар переносить теплоту в область попереду фронту горіння, де внаслідок цього розвиваються великі зони прогріву, виражені в основному зонами насиченої пари і сконденсованої гарячої води.

Сенс застосування вологого внутріпластового горіння полягає в тому, що додавання до нагнітає повітря агента з більш високою теплоємністю - води, покращує теплоперенос в пласті, що сприяє переміщенню теплоти із задньої області в передню щодо фронту горіння. Використання основної маси теплоти в області позаду фронту горіння, тобто наближення генерованої в пласті теплоти до фронту витіснення нафти, істотно підвищує ефективність процесу теплопереносу та вилучення нафти.

Паротеплового обробки привибійну зон свердловин і закачування в пласт теплоносія. Є найбільш широко вживаними методами видобутку важких нафт і природних бітумів.

Процес паротеплового обробки (ПТОС) привибійної зони свердловини полягає в періодичній накачування пари через НКТ у видобувні свердловини для розігріву привибійної зони пласта і зниження в ній в'язкості нафти, тобто для підвищення продуктивності свердловин. Цикл (нагнітання пара, витримка, видобуток) повторюється кілька разів протягом стадії розробки родовища. Такий метод називається циклічним.

Основні переваги - високий дебіт після обробки, менші втрати тепла по стовбуру свердловини в покрівлю та підошву пласта, температура обсадної колони при нагнітанні пара нижче, ніж при інших варіантах.

Недоліки - падіння дебіту при наступних циклах, неповне витяг нафти з пласта, обмеженість зони прогріву пласта та ін.

Існує циркуляційний варіант, при якому пар нагнітають по кільцевому простору до забою, обладнаному пакером, а через НКТ відкачують конденсат разом з нафтою. Для цього варіанту необхідний потужний, однорідний пласт, добре проникний у вертикальному напрямку.

Перевага: експлуатація свердловини не припиняється.

Недоліки: великі втрати тепла, висока температура обсадної колони і необхідність її захисту від деформації, обмеженість прогріву пласта, необхідність створення спеціальних пакерів і свердловинних насосів для роботи при високих температурах.

Базарною варіант - пар подають в нагнетательную свердловину, а нафта,

витісняється з пласта облямівкою гарячого пароконденсата і пара, добувається

з сусідніх видобувних. Йде процес безперервного фронтального витіснення нафти з пласта.

Перевага: висока нефтеотдача пласта в результаті прогріву великої зони.

Недоліки: витрата значної кількості теплової енергії, в результаті чого метод іноді буває економічно невигідний.

Через те, що паротеплового впливу піддається тільки Привибійна зона свердловини, коефіцієнт нефтеизвлечения для такого методу розробки залишається низьким (15-20%). Ще одним з недоліків методу є висока енергоємність процесу і збільшення обсягу попутного газу. Тому, в основному ПТОС застосовуються як додатковий вплив на привибійну зону свердловини при здійсненні процесу витіснення нафти теплоносієм з пласта, тобто нагнітання теплоносія з просуванням теплового фронту вглиб пласта.

Збільшення нафтовіддачі пласта при закачуванні в нього теплоносія досягається за рахунок зниження в'язкості нафти під впливом тепла, що сприяє поліпшенню охоплення пласта і підвищує коефіцієнт витіснення. В якості робочих агентів можуть використовуватися гаряча вода, пара, гарячий полімерний розчин і т.д.

Закачування гарячої води. У певних фізико-геологічних умовах, особливо із зростанням глибин залягання пластів і підвищенням тиску нагнітання теплоносіїв, технологічно і економічно доцільно нагнітати в пласт високотемпературну воду (до 200 ° С), не доводячи її до кипіння, так як при високому тиску (25 МПа ) ентальпія пари, гарячої води або пароводяної суміші практично не розрізняється. Після попереднього розігріву привибійної зони пласта і витіснення нафти на відстань кількох десятків метрів від свердловини можна переходити на закачування холодної води. Розміри зон прогріву і наступного охолодження визначаються Термогидродинамические розрахунками в залежності від темпу нагнітання гарячої та холодної води, температур пласта і теплоносія, а також теплофізичних характеристик пласта і теплоносія. Доведено високу ефективність від нагнітання високотемпературної гарячої води при різних геолого-фізічскіх умовах.

Витіснення нафти парою. На підставі лабораторних і промислових досліджень встановлено, що найбільш ефективним робочим агентом, використовуваним для збільшення нафтовіддачі, є насичена водяна пара високих тисків (8-15 МПа). Обсяг пара може бути в 25-40 разів більше, ніж об'єм води. Пар в змозі витіснити майже до 90% нафти з пористої середовища.

Збільшення нафтовіддачі пласта в процесі нагнітання в нього пара досягається за рахунок зниження в'язкості нафти під впливом температури, що сприяє поліпшенню охоплення пласта процесом, а також за рахунок розширення нафти, перегонки її з парою і екстрагування розчинником, що підвищує коефіцієнт витіснення. Основну частку ефекту витіснення нафти (40-50%) забезпечує зниження в'язкості нафти, потім дистиляція нафти і зміна подвижностей (18-20%) і меншою мірою - розширення і смачиваемость пласта.

З метою недопущення розсіювання тепла в навколишні породи, для впливу паром вибирають нафтові пласти з досить великою товщиною (15 м і більше).

До недоліків методу витіснення нафти паром слід насамперед віднести необхідність застосування високоякісної чистої води для парогенераторів, щоб отримати пар з насиченістю 80% і теплоємністю 5000 кДж / кг. У воді, яка живить парогенератор, повинно міститися менше 0,005 мг / л твердих суспендованих частинок і повністю мають бути відсутні органічні речовини (нафта, солі), розчинений газ (особливо кисень), а також катіони магнію і кальцію (нульова жорсткість).

Обробка води хімічними реагентами, пом'якшення, видалення газів, знесолення вимагають великих витрат, іноді досягають 30-35% від загальних витрат на виробництво пари.

Витіснення нафти пором з піщаних пластів після прогрівання і підходу фронту пара до видобувних свердловинах супроводжується виносом піску, а з глинистих пластів - зниженням їх проникності, що створює додаткові труднощі.

Ставлення подвижностей пара і нафти гірше, ніж ставлення подвижностей води і нафти, тому охоплення пласта витісненням паром нижче, ніж при заводнении, особливо у випадку вязкостей нафти більш 800 - 1000 мПа · с. Підвищення охоплення пластів процесом витіснення нафти паром - одна з основних проблем, що потребують вирішення. Інша, найбільш складна проблема при застосуванні пара - скорочення втрат теплоти через обсадні колони нагнітальних свердловин, які в звичайних умовах досягають 3-4% на кожні 100 м глибини свердловини.

При великих глибинах свердловин (1000 м і більше) втрати теплоти в нагнітальних свердловинах можуть досягати 35 - 45% і більше від поданої на гирлі свердловини, що сильно знижує економічну ефективність процесу. Термоізоляція паронагнетательного труб особливо в глибоких свердловинах знижує ці втрати, але при цьому зустрічаються технічні труднощі. Цементація колони повинна здійснюватися до самого гирла свердловини. Цемент повинен бути ширшим зі спеціальними добавками (до 30 - 60% кремнезему), термостійким.

Основне обмеження на застосування методу - глибина не більше 800-1000 м.

Незважаючи на накопичений досвід в області теплових методів впливу на пласти, для вітчизняної нафтової промисловості є вкрай необхідним пошук і створення нових більш досконалих технологій розробки поклади важкий нафт і бітумів. Це зумовлено як структурою «нетрадиційних» запасів нафти, так і необхідністю більш повного вироблення запасів вуглеводнів при достатній високої ефективності їх видобутку. Як вже зазначалося вище, більше 2/3 видобутих запасів «нетрадиційних» вуглеводнів в Росії припадає на бітуми, а не на важку нафту. Геологічні ресурси природних бітумів на порядок перевищують запаси важкої нафти. Для розробки таких родовищ з досягненням прийнятними значеннями коефіцієнтів вилучення необхідні новітні теплові методи, що перевершують по ефективності вже традиційні технології теплового впливу.

Вдосконалення методів розробки високов'язких нафт і природних бітумів

високов'язкий нафту розробка родовище

Для виключення збитковості і нерентабельність розробки родовищ високов'язких нафт і природних бітумів в Росії і за кордоном ведуться роботи, спрямовані на вдосконалення і створення технологій підвищення нафтовіддачі, що дозволяють розробляти вищевказані родовища з найбільшою економічною ефективністю.

У сфері розробки родовищ важкодобувані сировини, необхідно відзначити діяльність таких компаній як «Удмуртнефть», «Татнефть», «РІТЕК».

Після створення в 1973 р в Удмуртії ВО «Удмуртнефть» перші спроби розробки основних родовищ із застосуванням традиційних способів - рідкісними сітками свердловин з заводнением - не дали позитивних результатів. Свердловини мали низькі дебіти, спостерігалися швидкі прориви закачиваемой води по найбільш проникним пластів і пропласткам, що не досягалися проектні відбори і величини поточної нафтовіддачі, різко знижувалася рентабельність освоєння родовищ. Через застосування в розрахунках спрощених гідродинамічних моделей без урахування ускладнюють факторів виявилися істотно завищеними проектні техніко-економічні показники розробки і особливо значення кінцевої нафтовіддачі, які приймалися проектами в межах 34-45%.

Тому вже в 1975 р були розпочаті масштабні комплексні наукові дослідження зі створення принципово нових технологій підвищення нафтовіддачі. Були організовані цілеспрямовані теоретичні та експериментальні дослідження особливостей механізму нафтовіддачі в складних тріщини-порово-кавернозних колекторах з нефтями підвищеної та високої в'язкості.

Накопичений світовий досвід розробки покладів з високов'язких нафти, що містяться головним чином в теригенних колекторах, доводив ефективність використання теплових методів (вплив гарячою водою - ВГВ і паротеплового вплив - ПТО). Однак для карбонатних колекторів з важкими грузлими нефтями подібних розробок не було. В Удмуртії розробка технологій освоєння важко запасів в карбонатних колекторах велася в двох напрямках: 1) пошук і створення технологій фізико-хімічного впливу на пласт, 2) тепловий вплив на пласт.

Підсумком цілеспрямованих науково-практичних досліджень стало створення принципово нових технологій і способів раціональної розробки і підвищення нафтовіддачі для вирішення проблеми експлуатації складнопобудованих родовищ з карбонатними колекторами. Що не мають аналогів у світовій практиці термополімерние і термоциклічною технології впливу на пласт науково обґрунтовані на рівні винаходів і патентів, випробувані і широко впроваджені у виробництво. Якщо традиційно застосовувані технології заводнення в карбонатних колекторах з нефтями підвищеної та високої в'язкості могли забезпечити кінцеву нефтеотдачу не більше 20-25%, то нові технології дозволяють довести нефтеотдачу до 40-45%.

Суть нового підходу полягає в тому, що при впливі розчинами полімеру (поліакриламід концентрації 0,05-0,10%) вдається істотно вирівнювати профілі приемистости в нагнітальних свердловинах, а головне - значно збільшувати коефіцієнт охоплення неоднорідного колектора робочим агентом. За рахунок вирівнювання співвідношення вязкостей витісняється і витісняє фаз відбувається гасіння вязкостной нестійкості фронтів витіснення - неконтрольованих проривів води до видобувних свердловинах.

Дослідження і подальший промисловий досвід показали, що технології полімерного впливу підвищують в 1,5-1,7 рази кінцеву поточну нефтеотдачу в порівнянні з такою від впливу необробленої водою, тобто при заводнении істотно нижче динаміка обводнення видобувних свердловин і вище їхні робочі дебіти. Розроблена нова технологія термополімерного впливу (ТПВ) передбачає закачування в пласт нагрітого до 80-90 ° С полімерного розчину тій же концентрації, що і холодний розчин.

Істотне поліпшення механізму вилучення нафти з пластів при ТПВ полягає в тому, що закачується гарячий полімерний розчин після проходження по пласту знижує свою температуру до пластової, тим самим збільшуючи свою в'язкість на фронті витіснення, що призводить до його вирівнюванню і збільшення коефіцієнта охоплення пласта. Причому цей процес в пласті виявляється саморегульованим, що особливо важливо в тріщинуватих колекторах. На Мішкінський і Лиственской родовищі родовищах додатковий видобуток нафти за рахунок технології ТПВ перевищила 560 тис. Т. Так, 1 т сухого полімеру дозволяє додатково видобувати 263 т нафти.

З метою вдосконалення технології ТПВ була розроблена нова технологія термополімерного впливу з додаванням поліелектроліту (ТПВПЕ), що сприяє уповільненню можливої ??деструкції полімеру і більш глибокому проникненню його в пласт. Крім того, використовуючи дану технологію, вдалося істотно скоротити витрату дорогого полімеру (на 15-20%), знизивши тим самим собівартість видобутої нафти. Подальше вдосконалення технології ТПВ йшло шляхом значного зниження енергоємності та ресурсозбереження, що призвело до розробки технології циклічного внутріпластового полімерно-термічного впливу (ЦВПТВ). Тут закачування теплоносія і розчину полімеру здійснюється вже в кілька циклів, після чого передбачається закачування звичайної води. Циклічність процесу ЦВПТВ призводить до збільшення охоплення пласта робочим агентом, інтенсифікації капілярних і термопружних ефектів і скороченню витрати хімреагенти. Реалізація проекту почалася на Іжевському родовищі, що дозволило додатково видобути більше 400 тис. Т нафти і досягти кінцевої нафтовіддачі 35,4 замість 11,5% при існуючому нині режимі виснаження. Застосування технології ЦВПТВ на Лиственской родовищі дасть можливість отримати додатково 2,3 млн. Т нафти, збільшити вилучення нафти на 8% в порівнянні з таким при холодному полімерному впливі (ХПВ). В якості теплоносіїв для нагнітання в пласт з метою підвищення нафтовіддачі в даний час використовується перегріта гаряча вода (t = 260 ° C).

Термічні методи на родовищах високов'язких нафт забезпечують кратне збільшення нафтовіддачі щодо такої при природних режимах розробки та методах заводнення. У механізмі нефтеизвлечения виділяються три основні чинники:

- Поліпшення ставлення подвижностей нафти і води;

- Теплове розширення пластової системи;

- Поліпшення прояви молекулярно-поверхневих сил в пласті.

Впровадження технологій термічної дії було розпочато на Греміхінском родовищі. Основний об'єкт розробки - поклад пласта А4 башкирського ярусу середнього карбону, зі складними тріщини-порово-кавернозними вкрай неоднорідними колекторами. Режим пласта упруговодонапорний. Було ясно, що ефективність розробки родовища традиційними способами буде низькою. Нефтеотдача, на природному режимі становить не більше 10-12%. Тому в 1983 р були розпочаті експериментальні роботи по нагнітанню в пласт теплоносія: гарячої води з температурою на гирлі свердловин 260 ° С.

Однак ця технологія дуже енергоємна, вимагає великих матеріальних витрат, тому фахівцями ВАТ «Удмуртнефть» спільно з ученими ряду інститутів проводилися роботи зі створення принципово нових ресурсо та енергозберігаючих технологій, що дозволяють вивести свідомо нерентабельні запаси високов'язких нафт Греміхінского родовища в розряд прибуткових.

В результаті створені, запатентовані і впроваджені у виробництво принципово нові високоефективні технології теплового впливу: імпульсно-дозоване тепловий вплив (ІДТВ), імпульсно-дозоване тепловий вплив з паузою (ІДТВ (П), теплоцікліческое вплив на пласт (ТЦВП) і його модифікації.

Сутність технології ІДТВ полягає в багаторазовому впливі на матрицю поперемінно і строго розрахованими циклами «нагрівання - охолодження», що сприяє більш повного витіснення нафти при підтримці в пласті так званої «ефективної температури». Це поняття покладено в основу визначення необхідних обсягів теплоносія і холодної води для забезпечення значного скорочення енерго- і ресурсозатрат. Інтенсифікація видобутку нафти в режимі ІДТВ визначається прискоренням процесу охоплення об'єкта розробки тепловим впливом.

У порівнянні з ПТВ і ВГВ циклічний процес дозволяє використовувати теплогенеруючі установки для великого числа нагнітальних свердловин, так як в періоди нагнітання порції холодної води теплоносій нагнітається в інші свердловини. При неодноразовому повторі циклів зміни температур, тобто при термоциклічною впливі на матрицю, величина нафтовіддачі досягає 37%, що на 9% вище, ніж при заводнении.

У технічному виконанні ІДТВ особливих додаткових конструкцій і установок не вимагає. Застосовуються стандартні паронагнетательного свердловини, внутріскважінного добичі й наземне обладнання.

У технології ІДТВ (П) закачування витісняють агентів ведеться не безупинно, як у ІДТВ, а з короткочасними зупинками (паузами) в періоди нагнітання порцій холодної води. Призначення пауз - періодичне створення в пласті перепадів тиску з метою порушення сталих потоків флюїдів і залучення в активну розробку низькопроникних зон. Тривалість паузи приймається рівною часу відновлення тиску в пласті після зупинки свердловини. Технологія ІДТВ (П), володіючи всіма властивостями технології ІДТВ, забезпечує збільшення нефтеизвлечения до 40%.

Сутність технології ТЦВП полягає в організації єдиного технологічного процесу комплексного теплового впливу на пласт через систему нагнітальних і видобувних свердловин. Здійснення одного повного циклу ТЦВП включає: нагнітання теплоносія в пласт одночасно через центральну нагнетательную і три видобувні свердловини, розташовані через одну в 7-точковому елементі, при цьому відбір рідини ведуть через решту три видобувні свердловини. Потім відбувається зміна функції групи видобувних свердловин - знаходяться під закачуванням теплоносія переводяться на режим відбору і навпаки; всі видобувні свердловини переводяться на режим відбору, закачування теплоносія здійснюють через центральну нагнетательную свердловину. Технологія передбачає здійснення трьох-п'яти таких циклів, що забезпечує практично повне охоплення витісненням всього майданного елемента. Циклічний процес призводить до періодичної зміни напрямків фільтраційних потоків, що є стримуючим фактором обводнення продукції видобувних свердловин. Розрахункова кінцева нефтеотдача досягає 45%. Якщо розглядати зону реагування, то тут частка нафти, видобутої за рахунок термічних методів, становить 75%.

Економічна ефективність від впровадження теплових методів на Греміхінском родовищі склала близько 525 млн р., У тому числі за технологіями: ІДТВ - 211 млн р., ІДТВ (П) - 190 млн р., ТЦВП - 64 млн р.

Про ефективність технологій свідчить рівень поточної нафтовіддачі (42%) на дослідних ділянках їх застосування, тоді як прогнозна кінцева нефтеотдача при заводнении оцінюється в межах 20-25%.

Обсяги додатково видобутої нафти за рахунок нових технологій, досягнуті коефіцієнти нефтеизвлечения в межах дослідних ділянок і на об'єктах в цілому свідчать про високу ефективність впроваджуваних термічних і термополімерних методів на родовищах високов'язких нафт Удмуртії. Розрахунки собівартості видобутку нафти при впровадженні нових технологій в порівнянні з традиційними підходами переконливо доводять їх більш високу економічну ефективність.

Практичний досвід розробки Греміхінского, Мішкінський і Лиственской родовищ і розрахунки собівартості видобутку нафти при досягненні кінцевих значень нефтеизвлечения показали, що собівартість видобутку нафти при використанні створених у ВАТ «Удмуртнефть» фізико-хімічних та термічних методів підвищення нафтовіддачі пластів нижче, ніж при природному режимі і заводнении . В результаті стало можливим рентабельне застосування нових технологій при існуючих цінах на нафту.

Таким чином, нові технології дозволили усунути головну перешкоду на шляху застосування теплових методів при розробці родовищ вузьких нафт - великі витрати, оскільки традиційні теплові методи за витратами приблизно в 2 рази вище, ніж при заводнении.

Незважаючи на накопичений досвід в області теплових методів впливу на пласти, для вітчизняної нафтової промисловості є вкрай необхідним пошук і створення нових більш досконалих технологій розробки поклади важкий нафт і бітумів. Це зумовлено як структурою «нетрадиційних» запасів нафти, так і необхідністю більш повного вироблення запасів вуглеводнів при достатній високої ефективності їх видобутку. Як вже зазначалося вище, більше 2/3 видобутих запасів «нетрадиційних» вуглеводнів в Росії припадає на бітуми, а не на важку нафту. Геологічні ресурси природних бітумів на порядок перевищують запаси важкої нафти. Для розробки таких родовищ з досягненням прийнятними значеннями коефіцієнтів вилучення необхідні новітні теплові методи, що перевершують по ефективності вже традиційні технології паротеплового впливу. Одним з таких методів може з'явитися парогравітаціонний дренаж (SAGD) (Рис. 9), який на сьогоднішній день в світі зарекомендував себе як дуже ефективний спосіб видобутку важкої нафти та природних бітумів. У класичному описі ця технологія вимагає буріння двох горизонтальних свердловин, розташованих паралельно одна над іншою, через нефтенасищенной товщини поблизу підошви пласта. Верхня горизонтальна свердловина використовується для нагнітання пари в пласт і створення високотемпературної парової камери.

Процес парогравітаціонного впливу починається зі стадії предпрогрева, протягом якої (кілька місяців) проводиться циркуляції пари в обох свердловинах. При цьому за рахунок кондуктивного перенесення тепла здійснюється розігрів зони пласта між добувної та нагнетательной свердловинами, знижується в'язкість нафти в цій зоні і, тим самим, забезпечується гідродинамічний зв'язок між свердловинами. На основній стадії видобутку виробляється вже нагнітання пари в нагнетательную свердловину.

Рис. 9 Схема установки для видобутку бітуму в режимі парогравітаціонного дренажу. Умовні позначення: 1 - лебідка; 2 - гирлове обладнання; 3,4 - експлуатаційні колони відповідно добувної та нагнетательной свердловин; 5 - Свабі; 6 - канат.

Закачується пар, через різницю густин, пробивається до верхньої частини продуктивного пласта, створюючи увеличивающуюся в розмірах парову камеру. На поверхні розділу парової камери і холодних нефтенасищенних товщин постійно відбувається процес теплообміну, в результаті якого пара конденсується в воду і разом з розігрітій нафтою стікають вниз до добувної свердловині під дією сили тяжіння. Зростання парової камери вгору продовжується до тих пір, поки вона не досягне покрівлі пласта, а потім вона починає розширюватися в сторони. При цьому нафта завжди знаходиться в контакті з високотемпературної парової камерою. Таким чином, втрати тепла мінімальні, що робить цей спосіб розробки вигідним з економічної точки зору.

Для підвищення видобутку і зниження енерговитрат деякі компанії починають комбінувати методи VAPEX і SAGD. Одним з рішень є технологія SAP (Solvent Aided Process), в якій об'єднані переваги зазначених методів. У процесі SAP невелика кількість вуглеводневого розчинника вводиться в якості добавки в пар, що закачується при застосуванні технології SAGD. У той час як пар є основним теплоносієм і знижує в'язкість нафти, добавка розчинника сприяє її розрідженню в ще більшому ступені. Хоча поліпшення економічних показників залежить від конкретної ситуації, аналіз отриманих результатів показує економічну вигоду переходу з процесу SAGD на SAP.

У Канаді під закачуванням розчинника мається на увазі закачування вуглеводневих газів (парафінових розчинників), таких як метан, пропан, бутан та їх суміші. Цей метод вимагає наявності поблизу джерела вуглеводневих газів та високотехнологічного обладнання для їх закачування. У той час як, родовища надв'язкою нафт Республіки Татарстан характеризуються малою глибиною залягання продуктивного пласта (менше 100 м) і низькими пластовими тисками. У таких умовах застосування даних розчинників недоцільно. Найбільш відповідними розчинниками для витіснення надв'язкою нафт, що містяться в слабоцементірованнимі пісковиках уфимського ярусу, є вуглеводневі рідини (нафтові розчинники), в'язкість яких менше в'язкості нафти.

У травні 2006 р фахівцями ВАТ «Татнефть» розпочато унікальний проект з видобутку надв'язкою нафт на Ашальчінском родовищі з використанням технології парогравітаціонного впливу. Для підвищення її ефективності була проведена експериментальна оцінка використання нафтових розчинників спільно із закачуванням пара. З метою вибору підходящого розчинника для витіснення надв'язкою нафт Ашальчінского і Мордовія-Кармальского родовищ досліджені фізико-хімічні властивості наступних розчинників: міа-прому, кічуйского нестабільного бензину, абсорбенту Н, девонской нафти, нефрасу 120/200, смесового розчинника «МС-50», нефрасу 130/150, нефрасу 150/200, нефрасу 150/300, Стерлітамакського абсорбенту, дистиляту, дизельного палива, абсорбенту А-2, пічного палива.

Встановлено, що найнижчою розчинюючої здатність має дистилят, вироблений на базі Азнакаевскому НГВУ «Азнакаевскнефть» (кількість розчиненої нафти становить 4,67%), а найвищою - нафроз 150/300 (15,1%).

Встановлено, що всі досліджені нафтові розчинники, крім дистиляту, застосовні в технологіях паротеплового впливу, так як вони не беруть в облогу асфальтосмолисті речовини з сверхвязкой нафти. Аналіз результатів досліджень свідчить про те, що всі вивчені нафтові розчинники прискорюють руйнування водонафтових емульсій, приготованих на основі сверхвязкой нафти Ашальчінского і Мордовія-Кармальского родовищ при температурі 95 і 20 ° С. Отримані результати дозволяють рекомендувати для при - менения в технологіях VAPEX і SAP в Татарстані нафтові розчинники, такі як абсорбент і нафроз, які повністю відповідають вимогам, що пред'являються до розчинників, використовуваним спільно з тепловими методами.

Цікава технологія інноваційного техніко-технологічного комплексу парогазового впливу розроблена у ВАТ «РІТЕК». Суть її полягає в тому, що в парогазогенераторної установці теплоносій утворюється безпосередньо в привибійній зоні пласта (рис. 10). При генерації теплоносія в привибійній зоні теплові втрати при транспортуванні пара практично відсутні. Економічність таких пристроїв по ефективності спалювання палива приблизно на 30% вище, ніж у наземних установок.

У парогазогенераторе для генерації парогазової суміші використовуються тільки рідкі компоненти: вода і монотопліво (система, в якій всі необхідні для реакції компоненти містяться в одному рідинному потоці). Крім того, при роботі парогазогенератора в нафтовій пласт нагнітається не чистий пар, а його суміш з продуктами згоряння, так звана парогазова суміш. Парогаза робить на пласт комбіноване вплив: теплове і фізико-хімічне, так як в його склад входять, крім водяної пари, вуглекислий газ і азот. Таким чином, в парогазогенераторах забезпечується практично повне використання хімічної енергії палива, відсутні викиди відпрацьованих газів в атмосферу, а тепловий вплив на пласт доповнюється фізико-хімічними.

У травні 2009 р в скв. 249 МЕЛЬНИКІВСЬКА родовища в Республіці Татарстан були розпочаті дослідно-промислові випробування парогазогенераторної комплексу на монотопліве, які вже дали позитивні результати. Це завершальний етап розробки унікальної комплексної технології, що дозволяє здійснювати видобуток високов'язкої нафти на великих глибинах. Дана технологія і розроблений комплекс обладнання відкривають великі можливості для видобутку нетрадиційного сировини, зокрема в Республіці Татарстан, де зосереджені значні запаси високов'язкої нафти.

Рис. 10. Принципова схема установки парогазогенератора на монотопліве: 1 - станція управління; 2 - монотопліво; 3 - вода; 4 - плунжерний насос

Висновок

Таким чином, запаси високов'язких нафт і природних бітумів набагато більше запасів традиційної мало- і средневязкой нафти. Поширення родовищ важкодобувані сировини у світі досить широке.

Найбільш активна діяльність з розробки родовищ важких нафт і природних бітумів ведеться в Канаді, США, Росії, Венесуелі.

У Росії також широка географія важких нафт, але найбільша їх переважання в європейській частині країни. Не всі російські нафтові компанії женуться за важковидобувними вуглеводнями з метою отримання прибутку, т. К. Розробка таких родовищ часом буває збитковою, незважаючи на державну підтримку. Однак, деякі компанії мають пріоритетним напрямком розробку саме таких родовищ (н-р «Татнефть», «Удмуртнефть», «Комінефті»).

Високов'язкі нафти, а, зокрема природні бітуми, необхідно розглядати як комплексне сировину. Вони містять у своєму складі такі цінні гетероорганических сполуки, як нафтенові кислоти, сульфокислоти, прості і складні ефіри, такі унікальні компоненти, як металлопорфиринов (пов'язані з ванаділом і нікелем), які можуть служити джерелом унікальних каталізаторів, сенсибілізаторів, органічних напівпровідників. Вони використовуються в медицині, в біотехнологіях, в хімічних технологіях, в мікроелектроніці, тому попит на них існує в тих країнах, де ці технології інтенсивно розвиваються. До цих пір унікальні нафти використовуються як пічного палива, т. К. Їх на НПЗ не приймають, що веде не тільки до втрати цінних компонентів, але і завдає істотної екологічний збиток.

Фахівцями ВНІГРІ були вивчені технології розробки високов'язких нафт і природних бітумів і їх модифікації: внутрішньопластове горіння і паротеплового вплив. Виявилося що при внутріпластового горінні ми не тільки втрачаємо частину нафти, але і втрачаємо цінні попутні компоненти (втрати ванадію від 36 до 75%). При паротеплового методі впливу втрати цінних компонентів не перевищували 10-15%.

Отже, розвиток напрямку розробки високов'язких нафт і природних бітумів має включати в себе наступні роботи:

- Вивчення накопиченого вітчизняного та зарубіжного досвіду з розробки родовищ високов'язких нафт (ВВН) та природних бітумів (ПБ);

- Аналіз і розробку раціональних методів видобутку ВВН і ПБ та підвищення нафтовіддачі для максимального вилучення всіх корисних компонентів;

- Створення технологій отримання з ВВН І ПБ товарної нафти на промислі, що відповідає стандартам приймання в магістральний трубопровід;

- Розробка технологій і створення нафтопереробних потужностей, розрахованих на підвищення глибини переробки ВВН і ПБ та ступеня вилучення супутніх компонентів;

- Рішення специфічних екологічних проблем, пов'язаних з видобутком, транспортуванням і переробкою ВВН і ПБ.

Незважаючи на те, що розробка високов'язких нафт і природних бітумів на сьогоднішній день лідируючим напрямом не є, рано чи пізно вона придбає своє провідне місце.

Список літератури

1. Байбаков Н.К., Гаруша А.Р. Теплові методи розробки нафтових родовищ. - М .: Надра, 1988. - с. 343.

2. Билалова Г.А., Билалова Г.М. Застосування нових технологій у видобутку нафти. - Навчальний посібник. - Волгоград: Видавничий Дім «Ін-Фоліо», 2009. - 272 с.

3. Бурже Ж.П., Суріо М., Комбарну М. Термічні методи підвищення нафтовіддачі пластів. - М .: Надра, 1988. - 424 с.

4. Кудінов В.І. Удосконалення теплових методів розробки родовищ високов'язких нафт. - М .: Нафта і газ. - 1996. - 284 с.

5. Николин І.В. МЕТОДИ РОЗРОБКИ важкої нафти природного бітуму. Наука - фундамент вирішення технологічних проблем розвитку Росії, 2007 р, №2

6. www.rogtecmagazine.com «ТЕХНОЛОГІЇ циклічних закачування розчинником для вилучення важких НАФТИ»

7. http://www.ogbus.ru Поліщук Ю.М., Ященко І.Г. Високов'язких нафти: АНАЛІЗ просторових і часових ЗМІН ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ Нафтогазова справа, 2005

8. Євгенія Данилова, к. Х. н. Важкі нафти Росії The Chemical Journal грудня 2008

9. В.І. Кокорев (ВАТ «РІТЕК») Інноваційний підхід до розробки родовищ із запасами нафти нафтове господарство 08.2009 р

10. В.І. Кудінов (ВАТ «Удмуртнефть»), В.А. Савельєв, Т.І. Головіна (УдмуртНІПІнефть) «Економічна ефективність впровадження теплових методів підвищення нафтовіддачі на родовищах ВАТ« Удмуртнефть »»

11. www.ngtp.ru Іскрицька Н.І. «Економічна ефективність інновацій ВНІГРІ при освоєнні родовищ високов'язких нафт і природних бітумів» Нафтогазова геологія. Теорія і практика. 2006 (1)

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка