Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

Федеральное государственное  автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Казанский (Приволжский) федеральный  университет

Институт геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра геологии нефти и  газа им. А.А. Трофимука 

 

 

 

 

 

 

Реферат на тему:

Методы  разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

 

 

 

 

 

Выполнил: студент 3 курса 311 группы

                    Хисматуллина Л.И. 

                                            Проверил: ст. преподаватель Вафин  Р.Ф.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Казань - 2013

Содержание

 

Введение 3

Глава 1. Общие  сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов 4

Глава 2. Методы разработки тяжелых нефтей и природных  битумов 7

Глава 3.  Метод  соляно-кислотной обработки 9

Заключение 12

Список использованной литературы 14

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Добыча нефти в мире подтверждает устойчивую тенденцию снижения ее глобальных запасов и постоянный рост цен на мировом рынке. В связи с этим внимание многих научных и производственных центров начинают привлекать месторождения высоковязких, практически твердых нефтей, добыча которых до последнего времени считалась нерентабельной из-за сложности процессов добычи, переработки и транспортировки. Наиболее известные месторождения высоковязкой нефти - Тимано-Печорская нефтегазовая провинция, Ярегское месторождение, а также слабосцементированные песчаники Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью.

Высоковязкая нефть не может  полностью заменить стандартную, но в некоторых отраслях промышленности ее использование позволит добиться более высоких показателей. Известно, что высоковязкие нефти содержат низкое количество светлых фракций, поэтому использовать ее для получения топлива нерентабельно, а в ряде случаев невозможно. К тому же высокое содержание серы и смолистых веществ резко сокращает ресурс оборудования нефтеперерабатывающих заводов.

Из такой нефти можно получать моторные масла с особыми свойствами, высококачественные консистентные  и пластичные смазки, нефтяной кокс (весьма дорогой продукт), битум, большое  количество смолы пиролиза. При правильном подходе добыча и переработка  высоковязкой нефти будет весьма прибыльной отраслью. Проблема состоит в том, что высоковязкую нефть невозможно вытянуть из скважины в силу ее вязкости, такие нефти как правило «мертвые», то есть не испытывают внутрипластового давления. Залегает такая нефть в зоне пониженных температур. Даже пресловутым насосам-качалкам инженера Шухова не под силу поднять такую нефть. [4]

 В данной работе будут рассмотрены различные методы разработки месторождений с нефтью высокой вязкости, а также некоторые методы разработки месторождений природных битумов, и следует отметить то, что методы разработки битумных месторождений могут существенно отличаться от методов разработки месторождений вязких нефтей, но в некоторых случаях методы могут быть применимы как к одним, так и к другим месторождениям. На выбор метода главным образом влияют геолого-физические свойства нефтесодержащих коллекторов и физические свойства насыщающего флюида.

 

 

 

 

Глава 1. Общие сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов

 

Состав и свойства высоковязких нефтей характеризуются тем, что в основном это нефти ароматическо-нафтенового типа, с плотностью от 930 кг/м³ и выше, сернистые (содержание серы - около 1 %, парафина - около 0,5 %), высокосмолистые, почти не содержат растворенного газа, кинематическая вязкость - около 84-86 сСт, вязкость - 90-94 мПа с. Содержание «светлых» (топливных) фракций не превышает 25-30 %, поэтому ее переработка по классическому принципу является убыточной. Высоковязкие нефти содержат много нафты и ароматики, что делает их пригодными к коксованию и пиролизу, причем доля выхода продукта (кокс или смола пиролиза) достаточно высока и составляет от 55 до 65 %.

По внешнему виду такая нефть  напоминает битум, только вязкость ее меньше. Залегает такая нефть, как  правило, на небольшой глубине (на Ярегском месторождении максимальная глубина залегания составляет 150 м), но бывают и исключения. Процесс добычи высоковязких нефтей - сложный, трудоемкий и дорогой технологический процесс.[4]

Природные битумы и битуминозные породы представляются ценным многоцелевым сырьем для многих отраслей промышленности: топливно-энергетической — дополнительный источник УВ, строительной — компоненты асфальтобетонных смесей, лакокрасочной, металлургической — попутные металлокомпоненты.

По оценке ООН мировые геологические  ресурсы природных битумов составляют ~ 260 млрд т. Их извлекаемые ресурсы, без стран СНГ, оцениваются в 70 млрд т, из которых около 70 % находятся в Канаде. Скопления битумов установлены также в СНГ, Венесуэле, США, Колумбии, Аргентине, Нигерии и на Мадагаскаре.

Начальные суммарные ресурсы битумов России оцениваются в несколько десятков миллиардов тонн и характеризуются  крайнее низкой разведанностью (менее 5 %), причем накопленная добыча и промышленные запасы сосредоточены только в Татарстане. В настоящее время по условиям залегания в промышленное освоение может быть вовлечено менее 20 % прогнозных ресурсов природных битумов, в том числе лишь около 5 % — по топливно-энергетическому варианту.

На  территории России основные перспективы  поиска битумов связаны с пермскими  породами центральных районов Волго-Уральской  битумонефтегазоносной провинции. Здесь, в зоне сочленения Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода, выявлено более 400 залежей и локальных битуминозных участков, а прогнозные ресурсы битумов в пермских отложениях превышают ресурсы нефти девон-каменноугольной толщи.

Скопления битумов Урало-Поволжья приурочены к песчаным, органогенно-обломочным и оолитовым породам, имеющим ограниченное распространение. Литофации песчаников уфимского яруса получили развитие на западном и южном склонах Южно-Татарского свода, песчаных и органогенно-обломочных пород казанского яруса — на восточном борту Мелекесской впадины, оолитовых пород казанского яруса — в Мелекесской впадине и на восточном склоне Токмовского свода.

Качественная  структура ресурсов в разновозрастных  отложениях перми также обладает специфическими чертами. Так, в терригенной толще уфимского яруса кондиционные битумы (в породах с битумонасыщением свыше 5 %)составляют 40 % ресурсов. В карбонатных отложениях казанского и сакмарского ярусов доля кондиционных ресурсов снижается до 17 %, в связи с чем их освоение целесообразно проводить во вторую очередь.

Залежи  природных битумов разрабатывают  открытыми (карьерными) и подземными (шахтными, скважинными) методами.

Открытыми методами разрабатываются битуминозные породы на глубине до 30-50 м при коэффициенте вскрыши менее 3:1 и мощности пласта свыше 5 м. Открытый очистной и шахтный методы предусматривают подъем пород на поверхность и извлечение битума. Собственно извлечение битума из пород выполняется тремя способами: водой с добавлением поверхностноактивных веществ, экстракцией органическими растворителями и тепловым воздействием.

Скважинные  методы битумодобычи осуществляются с применением паротеплового воздействия, внутрипластового горения или других источников воздействия на пласт: вибрационных, акустических, электромагнитных.

Применение  шахтных методов целесообразно  при освоении битуминозных пород  в терригенных и карбонатных  пластах мощностью более 5 м на глуби не 100-400 м с битумонасыщением породы свыше 5 %.

Более половины всех битумных месторождений  СНГ сосредоточено на глубине, допускающей  их освоение карьерами и шахтами.

Карьерные методы намечалось использовать на месторождениях Казахстана (Мортук, Донгелессор) и Азербайджана (Кирмаку). В больших масштабах добыча битумов открытым методом проводится в Канаде на месторождении Атабаска.

Шахтным методом ранее добывали битум  на Шугуровском месторождении Татарстана. По шахтно-скважинному варианту длительное время разрабатывалась залежь высоковязкой нефти Ярегского месторождения, где предусматривались использование гравитационного эффекта при дренировании пласта скважинами, применение реагентов и теплоносителей.

Степень извлечения битума зависит от метода добычи и составляет: при карьерном  методе — 65-85 %, при скважинном — 25-40 %. Максимальный экономический эффект достигается при открытой разработке, позволяющей наиболее полно использовать все компоненты битуминозных пород: углеводороды, серу, металлы и собственно породу.[2]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов

 

Современные технологии предполагают разработку битумов открытым способом и с применением внутрипластовых  методов. Разработка открытым способом или более употребляемое название – карьерный и шахтный способы разработки, возможна при небольшой глубине залегания пластов и производится при очистном – шахтном варианте, путём вскрытия слоя породы, осуществления выемки нефтеносного песка и транспортировки на первичную дробилку. Далее измельчённый нефтеносный песок разбавляется горячей водой, сепарируется и проходит систему очистки и в результате дальнейших операций по сепарации и очистке выделяется высоковязкая нефть. При шахтно-скважинном варианте – с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонно-направленных скважин и отбором нефти уже в горных выработках. Для термо-шахтного варианта характерно паротепловое воздействие на пласт. В данной технологии капитальные и эксплуатационные затраты сравнительно невелики, достаточно высокий коэффициент нефтеотдачи, однако возникает значительная угроза экологической безопасности окружающей среды.

        Среди  внутрипластовых методов добычи  тяжелых нефтей и битумов, по мнению Кудинова В.И., выделяются следующие направления теплового воздействия: внутрипластовое горение, паротепловое воздействие, термополимерное воздействие, импульсно-дозированное тепловое воздействие, теплоциклическое воздействие на пласт, комплексное воздействие оксидатом (продуктом жидкофазного окисления жидких легких углеводородов С3 - С12 кислородом воздуха).

         При внутрипластовом горении  происходит частичное сжигание  нефти в пласте, и за счёт  действия высокой температуры,  уменьшается вязкость нефти, происходит  термический крекинг, выпаривание  легких фракций нефти и пластовой  воды. Паротепловая обработка призабойной зоны пласта скважины предполагает периодическую закачку пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, характеризуется высокой энергоемкостью процесса, увеличением объема попутного газа и низким коэффициентом нефтеизвлечения. При закачке в пласт теплоносителя (горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д.) увеличение нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения.

        Среди  новых тепловых методов, превосходящих по эффективности уже традиционные технологии теплового воздействия следует назвать парогравитационный дренаж. Данная технология предполагает бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. В процессе теплообмена, пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести (рис 1).

Рисунок 1. Технология добычи тяжелой нефти [1]

Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) - при благоприятных условиях достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат - максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент.

Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды, имеющее большую пропускную способность; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт сравнительно большой мощности.

        В  республике Татарстан, обладающей  значительными запасами тяжелых высоковязких нефтей, основная добыча ранее велась методом внутрипластового горения. С 2006 года на Ашальчинском месторождении природных битумов начала применяться технология парогравитационного дренажа, которая показала высокую эффективность, так, при среднем дебите обычной скважины по нефти 4 т/сут, из горизонтальных скважин получают до 20 тонн нефти в сутки. [4]

Глава 3. Метод соляно-кислотной обработки

 

Метод соляно-кислотной обработки (СКО) продуктивных карбонатных пород-коллекторов  широко применяется в нефтяной промышленности. В настоящее время разработано  и внедрено в производство большое  количество разнообразных технологий СКО, позволяющих эффективно применять  их в конкретных условиях. Все они  основываются на учете особенностей вещественного состава пород, структуры  пустотно-порового пространства и фазовой  проницаемости продуктивных пластов. Большинство технологий СКО актуально  для залежей подвижной маловязкой нефти, запасы которых в пределах Урало-Поволжья значительны. В связи с этим неизбежно ведутся работы по совершенствованию существующих и разработке новых технологий, особенно применительно к специфике залежей высоковязких нефтей и битумов. При этом существенным фактором является оценка возможностей эффективного воздействия модификаций СКО с учетом конкретных показателей фазовой проницаемости продуктивного коллектора.