МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Оценка: Руководитель практики: Рейтинг: (подпись) (фамилия, имя, отчество) (дата) ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Наименование практики: НИР (производственная практика) Место прохождения практики: Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (кафедра, структурное подразделение; наименовании организации) ВЫПОЛНИЛ: РН-19-04 Студент группы (номер группы) Шагеев Алмаз Равхатович (фамилия, имя, отчество) (подпись) (дата) Москва, 2022 МИНОБРНАУКИ РОССИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА (НИУ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА Факультет Кафедра Разработки нефтяных и газовых месторождений Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений ЗАДАНИЕ НА ПРАКТИКУ Название практики: НИР (производственная практика) ДАНО студенту группы Шагееву Алмазу Равхатовичу РН -19-04 (номер группы) (фамилия, имя, отчество в дательном падеже) Цель практики: Подготовка обучающегося к самостоятельной научноисследовательской работе (может быть конкретизирована руководителем) Содержание отчета по практике: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Введение Характеристика вязкости нефти Распространение месторождений с высоковязкой нефтью Сложности, обусловленные высокой вязкостью нефти Месторождения, где добывается высоковязкая нефть Заключение Список использованных источников Исходные данные для отчета по практике: 1. Статьи научных журналов, интернет-источники, отчеты Рекомендуемая литература: 1. https://www.elibrary.ru/ 2. https://www.onepetro.org/ 3. https://www.researchgate.net/ Дополнительные указания: 1. Оформить материалы в виде отчета и презентации Руководитель: к.т. н. (уч.степень) Задание принял к исполнению: д оц е нт Телков В. П. (долж ность) (фамилия, имя, отчество) студент Шагеев А.Р. (подпись) 2 (ФИО) Оглавление Введение ................................................................................................................... 4 Характеристика вязкости нефти ............................................................................ 6 Распространение месторождений с высоковязкой нефти ................................. 11 Сложности, обусловленные высокой вязкостью нефти .................................... 14 Месторождения, где добывается высоковязкая нефть ...................................... 22 Заключение ............................................................................................................ 31 Список использованных источников .................................................................. 32 3 Введение Вязкие и сверхвязкие нефти в условиях истощения традиционных источников приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 1 трлн тонн. Геологические запасы тяжелой нефти в России достигают 9 млрд т (60 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. В таких условиях нужно искать интенсивные методы, технологи сохранения потерь минерально-сырьевых ресурсов нефтяных месторождений на всех стадиях от добычи до нефтепереработки. Одним из направлений решения данной проблемы является вовлечение в хозяйственный оборот для компенсации дефицита нефти дополнительных альтернативных источников углеводородного сырья, таких как высоковязких нефтей и природных битумов. Хотелось бы отметить, что операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи. Поэтому есть необходимость совершенствовать существующие и разрабатывать новые технологии извлечения высоковязких нефтей. К сожалению, пока добыча природных битумов и высоковязких нефтей убыточна. Как всякое новое перспективное производство, освоение ресурсов и организации переработки тяжелых нефтей требует на первых порах поддержки. Необходимы срочные меры для стимулирования освоения месторождений высоковязких нефтей. Говоря о стимулировании этого направления, необходимо отметить то, что оно имеет место быть, но, к сожалению, в той мере, которая не позволяет в полном объеме раскрываться такому важному вектору нефтяной отрасли, как промышленное освоение запасов тяжелых нефтей, включая, конечно, 4 и создание соответствующей инфраструктуры по сбору, транспортировке и переработке этого вида углеводородов. 5 Характеристика вязкости нефти Перед тем как перейти к исследованию опыта разработки месторождений с высоковязкой нефтью, необходимо иметь представление о том, что из себя представляет вязкость нефти. Дело в том, что вязкость нефти, характеризующая степень ее подвижности, имеет большое значение при разработке и эксплуатации месторождений, поскольку является одним из свойств, определяющих выбор способа разработки, учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и т.д. Итак, как известно из реологии, вязкость или внутреннее трение-это свойство жидкости, а также газа или твердого тела (в нашем случае жидкости) оказывать сопротивление течению (или деформации), вызванному внешними силами. Соответственно, если говорить простыми словами, чем больше вязкость нефти, тем она менее подвижна, а это значит, что ее труднее извлечь на поверхность. Единицы измерения вязкости в системе СИ – это Па*с, соответственно вязкости нефти в пластовых условиях может варьироваться от десятых долей мПа*с до нескольких тысяч мПа*с. По своей природе вязкость нефти зависит от большого количества факторов: температура; давление; количество растворенного газа; содержание и состояние асфальто-смолистых веществ; содержание и состояние высокомолекулярных парафиновых углеводородов; структурно-групповой состав; полярность компонентов; молекулярная масса углеводородов. С повышением температуры, вязкость уменьшается, т.к. увеличивается среднее расстояние между молекулами за счет ослабления взаимного притяжения 6 и, как следствие, уменьшается сила внутреннего трения (рис. 1). С повышением давления вязкость возрастает (рис 2). Рис. 1. Зависимость вязкости нефти от температуры и количества растворенного газа. Рис. 2. Зависимость вязкости нефти от давления. Как видно из рисунка 2 вязкости нефти убывает с уменьшением давления только в интервале больше давления насыщения. Это объясняется тем, что в интервале до давления насыщения с уменьшением давления из нефти выделяется газ, вследствие чего вязкость возрастает. Температурная зависимость вязкости (рис.3) является очень важной, так как влияет на расход энергии при транспорте, перемешивании, фильтрации нефтей, влияет на теплообмен, скорость отстаивания водонефтяных эмульсий. По характеру кривых ν = f(t) (рис. 3) можно косвенно судить о составе нефти. Крутую вязкостно-температурную зависимость малопарафинистым нефтям придают асфальто-смолистые вещества и полициклические углеводороды, 7 особенно с короткими боковыми целями. Пологой вязкостно-температурной зависимостью обладают алкановые углеводороды (величина дипольного момента 0,08– 0,1Д) и углеводороды, имеющие длинную алифатическую цепь, в частности, алкилароматические и алкилнафтеновые углеводороды. Относительно меньшей вязкостью обладают нефти, содержащие больше легких фракций. Рис.3 Температурные кривые вязкости нефтей: 1 –самотрлорской, 2- осинской, 3- арланской, 4-ножовской, 5-узеньской. Из отдельных компонентов нефти наибольшей вязкостью обладают смолистые вещества; из углеводородов наименьшая вязкость отмечается у алканов нормального строения, в том числе и у расплавленных парафинов. Для различных классов углеводородов вязкость растет в ряду алканы – арены – циклоалканы. Как уже упоминалось выше, вязкость нефти может меняться в очень большом диапазоне измерения. Но не только вязкостью характеризуется пластовая нефть. Еще одним важным параметром по которой различают вязкую нефть является плотность. На основе этих двух параметров, существуют различные классификация нефти. На XI нефтяном конгрессе (Лондон, 1983 г.) была рекомендована единая классификация нефтей: По плотности: 8 • тяжелая (920 – 1000 кг/м3); • средняя (870 – 920 кг/м3); • легкая (менее 870 кг/м3). По вязкости: • высоковязкая (более 50 мПа∙с), • повышенной вязкости (30 – 50 мПа∙с), • средняя (10 – 30 мПа∙с), • легкая (до 10 мПа∙с). В 1987 году в США, в Хьюстоне, был проведен XII нефтяной мировой конгресс, который предложил свою классификацию нефти по плотности и вязкости. Рис. 4. Классификация нефти по плотности и вязкости, Хьюстон, 1987 год. Причем, стоит обратить внимание, что в классификацию внесена не только нефть, но и природные битумы. Итак, согласно Хьюстонской классификации, высоковязкой нефтью считается нефть с вязкостью от 30 МПа*с до 10000 МПа*с и плотностью до 1000 кг/м3. Нефть с вязкостью более 10000 МПа*с и плотностью 9 более 1000 кг/м3 считается уже битуминозной. Т.е., в данной работе рассматривается только высоковязкая нефть. В России же классификация немного отличается от Западной и выглядит следующим образом: • незначительная вязкость - μ < 1 мПа * с; • маловязкие - 1 мПа * с < μ < 5 мПа * с; • с повышенной вязкостью - 5 мПа* с <μ < 25 мПа* с; • высоковязкие - μ > 25 мПа* с; • сверхвязкие (СВН) - μ > 30 мПа*. Высоковязкой может считаться нефть с вязкостью более 25 МПа*с. Причем, стоит отметить, что нефть, с вязкостью более 50 МПа*с относится к категории, так называемых, трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). 10 Распространение месторождений с высоковязкой нефти Характерной особенностью современного этапа разработки нефтяных месторождений является изменение структуры запасов нефтей в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, связанных с ухудшением качества, увеличением обводненности добываемых нефтей, неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями залегания нефти. Темпы извлечения, коэффициенты нефтеотдачи, экономическая эффективность разработки месторождений трудноизвлекаемых нефтей существенно ниже показателей для залежей с традиционной нефтью. Основная часть трудноизвлекаемых приурочена к низкопроницаемым коллекторам – 71%. Запасы высковязких нефтей составляют 17%, в обширных подгазовых зонах нефтегазовых залежей – 12%. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти связан с постоянным ростом цен на углеводородное сырье, постепенным истощением запасов традиционной нефти, а также развитием технологий добычи нефти. Кроме того, запасы аномальных высоковязких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей. По различным оценкам специалистов мировые запасф тяжелых и битуминозных нефтей оцениваются от 650 млрд тонн до 1 трлн тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162, 3 млрд тонн (рис.5). В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько – как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы ее развития на ближайшие годы. 11 Рис. 4. Сравнительные данные по запасам нефти. В мире насчитывается более 1600 месторождений сверхвязкой нефти (СВН) и природных битумов (ПБ), мировые запасы тяжелых углеводородов составляют не менее 1 трл.т., что превышает запасы обычных нефтей (плотностью менее 870 кг/м3 ). Наибольшими запасами сверхвязкой нефти (СВН) и природных битумов (ПБ)в обладают Канада, Венесуэла, Россия, ресурсы тяжелых углеводородов имеются также в Казахстане, США, Мексике, Кувейте, Китае, Мадагаскаре и др. странах. Доля таких запасов ежегодно продолжает возрастать в общей структуре запасов нефти, в связи с чем, все более актуальным становится вопрос освоения тяжелых углеводородов для сохранения добычи нефти на прежнем уровне. Ресурсы тяжелых углеводородов имеются также в Венесуэле (Пояс Ориноко). Глубина залегания продуктивных отложений составляет до 1500 м, с пористостью насыщенных песков в среднем 25%. Добываемая нефть характеризуется плотностью 980-1000 кг/м3 , высоким содержанием серы (до 5 %), запасы нефти оценивают в более 100 млрд. т. В России геологические запасы тяжелой нефти составляют от 7,2 до 8,8 млрд.т., а природных битумов – от 30 до 70 млрд.т. Объем таких запасов может возрасти за счет открытия новых месторождений. Большинство запасов месторождений тяжелой нефти (более 77%) залегают на глубине до 2000 м, толщина продуктивных пластов меняется в интервале от 3 до 40 м. На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) открыто более пятисот месторождений тяжелой нефти, большинство из которых 12 расположены в преимущественно её северных и центральных к палеозойским отложениям. геологоразведочного управления (ТГРУ) ПАО районах, По приуроченных данным «Татнефть» Татарского запасы и перспективные ресурсы тяжелой нефти в Волго-Уральской НГП составляют порядка 4 млрд.т. Согласно распределению извлекаемых запасов тяжелой нефти по регионам ВолгоУральской НГП республика Татарстан является крупнейшим и одним из старейших нефтедобывающих регионов, обладающим ресурсным потенциалом. В республике Татарстан выявлено порядка 450 залежей тяжелых углеводородов, приуроченных к отложениям ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов нижнего отдела, уфимского и казанского ярусов верхнего отдела пермской системы. Суммарные ресурсы СВН и ПБ республики Татарстан, по различным оценкам, составляют от 1,4 до 7 млрд.т. 13 Сложности, обусловленные высокой вязкостью нефти Основные трудности при добыче СВН связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях На вязкость продукции с СВН большое влияние оказывает обводненность – чем большее количество воды присутствует в высоковязкой нефти, тем выше величина динамической вязкости водонефтяной эмульсии, образующейся в процессе добычи нефти. Первая и самая существенная проблема – это низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Если средний КИН составляет около 30%, то для высоковязкой нефти КИН может варьироваться от 0,5 до 0,25%, что существенно ниже среднего. Вторая сложность при добыче высоковязкой нефти, которую хотелось бы отметить, так это достаточно быстрая обводненность добывающих скважин при реализации заводнения. Причиной тому является существенное различие в подвижностях воды и вязкой нефти (подвижность воды много больше подвижности нефти). Вследствие чего, вода не вытесняет нефть, она как бы прорывается «поверх» вязкой нефти, и добывающие скважины быстро обводняются, такие пласты характеризуются повышенной остаточной нефтенасыщенностью. Иными словами, естественные температурные условия не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притоку в скважины. Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей. Самой распространенной технологией из тепловых является закачка теплоносителя. В качестве теплоносителя выступает пар или горячая вода. Тепловое воздействие снижает вязкость нефти при нагревании, что приводит к увеличению её подвижности в пластовых условиях. Применение паротеплового метода считается эффективным, если на 3-4 тонны пара дополнительно добывают 1 тонну нефти. Технология паротеплового 14 воздействия весьма энергоемка и требует крупных материальных затрат и сложного оборудования (парогенераторную установку, поверхностные коммуникации – трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование). Также стоит отметить, что эффект от теплоносителей при закачке их в пласт наблюдается не сразу. Дело в том, что перенос тепла в основном осуществляется за счет теплопроводности и конвекции. При закачке теплоносителя в пласте образуются два фронта: фронт вытеснения и тепловой фронт. За счет прогрева скелета породы тепловой фронт отстает от фронта вытеснения, следовательно, большая часть тепла остается за фронтом вытеснения. Такое соотношение скоростей фронта вытеснения и теплового фронта определяет «запаздывание» эффекта при применении тепловых методов, то есть время получения технологического эффекта связано со временем прогрева пласта. Такая зависимость определяет необходимость определения изменения температурного поля пласта при закачке теплоносителя. Помимо закачки в пласт теплоносителей в том или ином виде, существует и другие технологии повышения пластовой температуры и, тем самым, направленные на повышение подвижности и снижения вязкости пластовой нефти, например, внутрипластовое горение (ВГ). Метод характеризуется сложными физико-химическими процессами, происходящими в пласте. Технологии внутрипластового горения: сухое горение, влаж-ное горение, сверхвлажное горение. При влажном и сверхвлажном внутрипластовом горении вме-те с воздухом закачивается вода для снижения температуры на фронте горения. Увеличение нефтеотдачи при внутрипластовом горении происходит в основном за счет снижения вязкости нефти, увеличения объема нефти за счет нагрева и растворения в ней диоксида углерода, дистилляции. Нефтеотдача может достигать 60 %. Инициирование горения: закачка воздуха с самовоспламенением нефти, закачка воздуха и подача тепла с помощью забойных электронагревателей. 15 Температура при сухом и влажном горении может достигать 500-350 °С, при сверхвлажном горении - 200-300 °С. Ширина фронта горения может составить от 2 до 110 см, скорость фронта горения изменяется от 2,4 до 30 см/сут. Для реализации технологий внутрипластового горения необходимо создавать высокие давления закачки и низкие забойные давления в добывающих скважинах, что приводит к прорыву рабочих агентов. Процесс окисления сопровождается выделением большого количества диоксида углерода, что способствует увеличению объема нефти и снижению ее вязкости. Этот метод эффективен и в карбонатных коллекторах. На рис. 5 показаны зоны, которые формируются в пласте при внутрипластовом горении. Непосредственно к нагнетательной скважине примыкает выжженная зона, через которую фильтруются рабочие агенты: вода и воздух. Следующая зона -фронт горения, где происходят высокотемпературные окислительные реакции. Для поддержания процесса горения в пласте должно образовываться достаточное количество тяжелых фракций нефти, которое зависит от содержания в нефти асфальтенов, смол и тяжелых углеводородов. В паровой зоне фильтруется нефть, газы, легкие углеводороды и пар. Температура в паровой зоне в основном зависит от величины пластового давления. Перед зоной пара формируется зона конденсации. В этой зоне при снижении температуры происходит конденсация пара. Горячая вода, легкие углеводороды, газы горения вытесняют нефть. Вытесненная нефть формирует вал нефти - зону с повышенной нефтенасыщенностью. Область перед нефтяным валом занимают газы горения, вытесненная нефть и связанная вода, эта зона граничит с зоной начальной пластовой температуры. При горении образуются ПАВ, альдегиды, спирты, которые способствуют образованию эмульсий. 16 Рис.5. Распределение зон в пласте при внутрипластовом горении: 1 – выженная зона, 2 – зона воздуха и водяного пара, 3 – зона горения (фронт горения), 4 – зона пара, 5 – зона конденсации и зона горячей воды, 6 – вал нефти (зона повышенной нефтенасыщенности), 7-зона газов горения, 8 – нагнетательная, 9 – добывающая скважина. Несмотря на все положительные аспекты, широкого применения в промышленности метод ВГ не находит из-за проблем, связанных с его реализацией. К ним относятся отсутствие надежных технических средств контроля за распространением фронта горения, что может привести к прорыву газов в добывающие скважины. Помимо этого, существует возможность возникновения поверхностных утечек газа при малых глубинах, образования стойких нефтеводогазовых эмульсий, коррозии оборудования, сгорания значительной части нефти в пласте и сложность математического моделирования самого процесса. В начале развития термических методов увеличения нефтеотдачи наиболее часто применяли ВГ и его модификации. Действующие проекты по ВГ реализуют в США, Индии, Румынии, Колумбии и Канаде. В России данный метод вызывал интерес у таких нефтяных компаний «Зарубежнефть», «Татнефть». 17 как «Сургутнефтегаз», РИТЭК, При закачке пара в горизонтальные нагнетательные скважины увеличивается зона дренирования и зона контакта пара с высоковязкой нефтью, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта тепловым воздействием. В последнее использование время создано горизонтальных много скважин технологий, при направленных реализации в на пласте внутрипластового горения и закачке пара на месторождениях сверхвязкой нефти. Одной из таких технологий является технология гравитационного дренажа при закачке пара (SAGD). В соответствии с технологией SAGD бурятся две горизонтальные параллельные скважины, вышележащая горизонтальная скважина является нагнетательной, нижележащая - добывающей. Вследствие более низкой плотности по сравнению с другими фазами происходит расширение паровой зоны вверх и в сторону. На границе паровой зоны (паровой камеры) пар конденсируется при передаче тепла нефти? которая движется под действием собственного веса вместе с конденсировавшимся паром вниз к добывающей скважине Нефть и горячий конденсат отбираются нижней горизонтальной добывающей скважиной. Расположение нагнетательной скважины на максимально возможном расстоянии от добывающей увеличивает время разогрева участка пласта между горизонтальными стволами, необходимое для создания гидродинамической связи и снижает темп отбора нефти. Уменьшение расстояния между скважинами приводит к усложнению контроля и регулирования закачки пара по длине ствола. Эффективность метода зависит от вертикальной составляющей проницаемости и толщины коллектора. По опыту применения этой технологии расстояние между двумя параллельными горизонтальными стволами должно составлять около 5 м. Нефтеотдача может достигать 50 %. Еще одной сложностью, возникающей при добычи высоковязких нефтей, это высокая интенсивность отложения АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ). Это обусловлено компонентным составом нефти, а как известно, высоковязкие нефти характеризуются повышенным содержанием смол и асфальтенов в высоковязкой нефти (рис.6). 18 Рис. 6 Классфикация нефти по В. А. Успенскому в зависимости от содержания смол и асфальтенов. При эксплуатации нефтяных скважин отложения АСПО в НКТ уменьшают их полезное сечение и, как следствие, значительно снижают добычу нефти и увеличивают расход электроэнергии при ее откачке. В крайних случаях АСПО приводят к остановке скважин из-за полного перекрытия поперечного сечения НКТ или наличия АСПО в скважинных насосах. Следовательно, требуются дополнительные эксплуатационные затраты на ремонт скважин. Основным методом очистки внутренней поверхности НКТ от парафинов является механическим, выполняемый спуском и подъемом скребков с помощью ручных лебедок. Промывки горячей нефтью применяются как вспомогательное средство при трудности прохода скребка. Способ горячих периодических промывок или пропарок трудоемок и малоэффективен технологически: в период между промывками скважин снижается дебит. Для предотвращения образования АСПО в НКТ рекомендуется выполнение профилактических мероприятий, таких как покрытие внутренней поверхности специальными составами и своевременное устранение негерметичности резьбовых соединений НКТ. Хочется отметить, что отложения АСПО на стенках НКТ в большинстве случаев происходит не из-за повышенного содержания смол и парафинов нефти. Это индивидуальная проблема для каждой скважины, зависящая от того на каком режиме работает скважина, какие термобарические соблюдались в скважине. АСПО также могут выпадать и в околоскважинной зоне пласта (ОЗП), тем самым происходит кольматация порового пространства вокруг скважины и 19 снижение проницаемости в этой же зоне. Все это влечет за собой снижение производительности скважины. Для устранения АСПО в ОЗП может применяться закачка в скважину разного рода растворителей, таких как индивидуальные растворители, растворители природного характера, продукты и отходы нефтепереработки и нефтехимии и их смеси, растворители и их смеси с добавками ПАВ. Наличие в составе растворителя ПАВ увеличивают эффективность удаления органических отложений с высоким содержанием смол и асфальтенов. Рис. 7. Реагенты для удаления парафиновых отложений, разрешенные к применению в процессах нефтедобычи Помимо закачки растворителей, промывка ОЗП может также осуществляться горячей нефтью. На забое скважин могут также устанавливаться забойные электронагреватели, с целью повышения температуры в ОЗП и тем самым, растворяя АСПО. Еще одна проблема, но уже не относящая к пласту, – это транспортировка вязкой нефти, так как здесь нужно использовать дополнительные средства, чтобы устранить вязкость, отрегулировать подачу нефти из скважины и последующую ее 20 перекачку в емкости. Часто требуется установка газоперекачивающих и сепараторных станций. 21 Месторождения, где добывается высоковязкая нефть В России одним из регионов, где преобладают запасы высоковязкой нефти, является республика Татарстан. На территории республики сосредоточены значительные запасы высоковязкой нефти, которые в будущем могут стать альтернативой обычным маловязким нефтям. Всего выявлено более 450 залежей, преимущественно в отложениях пермской системы. Из них запасы двух месторождений, Мордово-Карамальского и Ашальчинского разрабатываются в опытно-промышленном режиме. Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти расположено на западном склоне Южно-Татарского свода на глубине до 110 м от дневной поверхности. Основными группами химических соединений, которые определяют структуру тяжелых углеводородов, принято считать асфальтены, смолы и масла. Асфальтены представляют собой высокомолекулярные соединения сверхвязкой нефти, нерастворимы в предельных, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворимы в ароматических углеводородах. Дисперсия асфальтенов, как и всех коллоидных систем, не является агрегативно устойчивой, и при изменении условий частицы асфальтенов могут слипаться вплоть до полной коагуляции и выпадения в осадок. Относительно высокое содержание асфальтенов является важной характерной особенностью сверхвязких нефтей, которая обусловливает высокую вязкость флюида и способно привести к осложнениям в процессе добычи и переработки нефти. Содержание асфальтенов, смол и масел оказывает большое влияние на компонентный состав нефтей. Структурно-групповой состав нефти Ашальчинского месторождения характеризуется высоким содержанием смол – до 36% и асфальтенов – до 12%. При этом смолы и асфальтены являются коксообразующими компонентами и способны создавать сложные технологические проблемы при добыче и переработке нефти. Добыча нефти, характеризующейся повышенным содержанием высокомолекулярных компонентов, сопровождается, как правило, необходимостью применения 22 дорогостоящих технологий по снижению вязкости нефти. Кроме этого, смолы и асфальтены оказывают стабилизирующее воздействие на водонефтяные эмульсии, влияют на пространства смачиваемость продуктивных пласта, способствуют коллекторов и кольматации порового преждевременным ремонтам оборудования, ухудшают качество конечных продуктов переработки. Добыча сверхвязкой нефти в республике Татарстан осложнена, в первую очередь, особенностями разрабатываемых месторождений: малые глубины залегания продуктивных пластов, низкие пластовые давление и температура, высокая вязкость флюида в пластовых условиях, слабая сцементированность песчаника коллектора, наличие глинистых перемычек и небольшие толщины продуктивного пласта с понижающейся битумонасыщенностью к его подошве. Несомненно, эти особенности значительно затрудняют добычу сверхвязкой нефти в условиях Ашальчинского месторождения традиционными скважинными методами с высокими технологическими показателями Опытно-промышленные работы на участке Ашальчинского месторождения были начаты в 2006 г. с бурения трех пар горизонтальных скважин буровой установкой российского производства с вертикальной мачтой. Верхние скважины в парах предназначены для нагнетания тепла, их горизонтальные участки стволов пробурены по вертикали в продуктивном пласте на 5 м выше добывающих скважин. Все 6 скважин (добывающие и паронагнетательные) имеют по два устья: вертикальное и наклонное. Данные пары обеспечивают 15 % суточной добычи тяжелой нефти со средним дебитом 32,6 т/сут, причем по накопленной – 42,6 %. При разработке Ашальчинского месторождения с применением теплоносителя (пара) используют пяти или семиточные схемы расположения скважин. Давление в пласте поддерживают в интервале 2-8 МПа, температура закачиваемого пара составляет в основном 110-200°С. После паротепловой обработки дебит скважин увеличивается в среднем в 1,5-2 раза (во многих повышается обводненность скважин). Дополнительными мероприятиями могут служить направленный гидроразрыв пласта, закачка мицеллярного или щелочного раствора, закачка 23 углеводородного растворителя или природного газа. Благодаря опытно- промышленным работам доказано, что, несмотря на слабую проницаемость пород, малую подвижность месторождений пластового сверхвязкой нефти флюида промышленная паротепловым методом разработка может быть рентабельна. Первые результаты применения парогравитационного воздействия на 2-х парах скважин в 2006-2007 гг. позволили обеспечить уже на первой стадии дебиты скважин до 25 т/сут. Показатели текущего паронефтяного соотношения достигли величины 3 т пара на 1 т добытой нефти, что по мировым стандартам обеспечивает эффективные эксплуатационные показатели. В 2009 г. удалось достичь суммарного дебита 2-х пар скважин 60 т/сут. Анализ результатов исследований и технологических показателей эксплуатации вертикальных скважин на Ашальчинском месторождении при реализации промысловых экспериментов по паротепловому, парогазовому, паровоздушному воздействиям в циклическом и стационарном режимах показал, что эти виды воздействия промышленного распространения не получили, в частности, по следующим причинам: • исходная низкая приемистость пласта вследствие малой подвижности высоковязкой нефти и большого фильтрационного сопротивления не позволяла вносить тепло в пласт необходимыми темпами; • продуктивный пласт расположен на небольшой глубине, что накладывает ограничения по давлению нагнетания в связи с отсутствием приемистости и необходимостью закачки при давлении нагнетания, практически равном давлению гидроразрыва; • при циклическом режиме закачки наблюдались быстрое падение давления в пласте и снижение производительности скважины, при площадном – снижение приемистости либо уход в водоносыщенную часть пласта; • при совместной закачке воздуха, газов горения происходило рассеивание упругой энергии, насыщающей поровое пространство, в удаленную зону 24 пласта; • при закачке парогаза наблюдались появление сажи из-за нарушения режима горения топлива в камере сгорания вследствие изменения приемистости и засорения её частицами призабойной зоны, коррозионная агрессивность парогаза; • испытанные методы извлечения высоковязкой тяжелой нефти с использованием вертикальных скважин на залежах тяжелой нефти Ашальчинского месторождений обеспечивали кратковременный эффект; • требуется применение плотных сеток вертикальных скважин и больших объёмов капиталовложений. Открытию Мордово-Кармальского месторождения природных битумов и сверхвязкой нефти предшествовали разведочные работы (1971–1972 гг.). Опытнопромышленные работы на месторождении по добыче ПБ были начаты в 1974г. Испытания на приток разведочных и опытная эксплуатация добывающих скважин показали, что на режиме истощения пластовой энергии битумы не могут быть извлечены из скважин из-за малой подвижности и низкого пластового давления. Метод заводнения также не может быть применен, т.к. фазовая проницаемость для битума по отношению к воде несравненно мала, что не может обеспечить его необходимой полноты вытеснения из порового пространства. Для успешного применения любого метода добычи необходимо обеспечить уменьшение вязкости продукции и увеличить тем самым подвижность нефти. Это достигается, как правило, за счет применения термических методов добычи. Из сопоставления фактических геолого-физических параметров месторождения природных битумов с критериями применимости методов внутрипластового горения (ВГ) и паротеплового воздействия (ПТВ) следует, что Мордово - Кармальское месторождение по своим характеристикам соответствует залежам, разработка которых возможна методами ВГ и ПТВ. С начала разработки за счет метода ВГ на месторождении добыто 194,5 тыс. т тяжелой нефти. Максимальный уровень добычи с использованием технологии ВГ в количестве 20,8 тыс. т нефти был достигнут в 1992 г. при обводненности 47,9 % 25 и темпе отбора от НИЗ 4,9%, от ТИЗ – 6,4%. В 1992 г. в эксплуатации находились 83 скважины со среднесуточным дебитом 1,8 т по битуму и 3,4 т по жидкости. Закачка воздуха велась в 38 скважин и составила 77,7 млн. м3, что является наибольшим годовым объемом закачанного воздуха за всю историю разработки месторождения. Средний удельный расход воздуха на одну тонну добытого битума составил 3,7 тыс. м3. За всю историю разработки месторождения отбор ПБ с помощью ВГ производился из 153 скважин, закачка воздуха велась в 142 скважины. Максимальный среднесуточный дебит порядка 20 т/сут по битуму кратковременно отмечался лишь по трем скважинам Южного участка (№№10, 11, 346). Дебиты на уровне 5–10 т/сут по битуму по нескольким скважинам держались непродолжительное время, основная же часть скважин имела изначально более низкие дебиты. Высокие значения дебита на уровне 10–19 т/сут наблюдались по скв. №346 в период с 07.1988 по 05.1989 гг., при этом на скважину приходилось наибольшее количество накопленной добычи битума (9,8%) по месторождению. Для поддержания ВГ на месторождении было закачано 913,7 млн. м3 воздуха. Накопленный удельный расход воздуха на одну тонну добытого битума составил 4,2 и 4,9 тыс. м3 соответственно по Южному и Юго-Западному участкам. Средний темп закачки воздуха был равен 13,6 тыс. м3/сут. В настоящее время МордовоКармальское месторождение полностью разбурено по семиточечной схеме размещения скважин. На 1 января 2009 г. было пробурено 364 скважин. Инициирование горения (розжиг) пласта впервые был осуществлен с помощью термогазового генератора. Так началось развитие технологии внутрипластового горения (ВГ) через первый элемент с сеткой скважин 50м х 50м. Несмотря на все положительные аспекты, широкого применения в промышленности он не находит из-за проблем, которые связаны с его реализацией: • труднорегулируемый процесс (прорыв газов в добывающую скважину); • отсутствие надежных технических средств контроля за распространением фронта горения; • при малых глубинах могут возникать поверхностные утечки газа (азот, углекислый газ, кислород); 26 • образуются стойкие нефтеводогазовые эмульсии, осложняющие промысловую подготовку нефти; • коррозия оборудования; • экологические проблемы (образование сильно обводненной эмульсии, выделение токсичных продуктов (H2S,SO2, NO2); • засоры фильтров-хвостовиков добывающих скважин (вынос песка); • сгорание части нефти в пласте; • сложность математического моделирования. Опыт реализации в условиях Мордово-Кармальского месторождения процесса ВГ с применением вертикальных скважин позволил выделить ряд особенностей процесса, с которыми можно столкнуться при широкой промысловой реализации ВГ: • добыча методом ВГ из пластов с неравномерным содержанием в коллекторе нефти высокой плотности, полужидкой и твердой консистенции принципиально возможна; • гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами по некоторым направлениям затруднена, либо полностью отсутствует; • очаг горения в начале процесса распространяется в пласте крайне неравномерно, преимущественно по более проницаемым зонам, трещинам или расслоению пласта, созданным при воздушной сбойке; • в обращенных семиточечных элементах эффективно работают в основном 2-3 скважины, расположенные вблизи нагнетательной скважины, остальные скважины в разработке не участвуют. Расположение добывающих скважин внутри элемента на линии «центральная нагнетательная − угловая добывающая скважины», соответствующей главным линиям тока, экранирует активные потоки между угловой добывающей скважиной элемента и нагнетательной; • неполное вскрытие пласта приводит к уменьшению объема извлечения нефти в добывающих скважинах. По мере углубления забоя содержание 27 воды в продукции увеличивается от 80 % до полного обводнения при полном вскрытии пласта; • дебиты скважин меняются в широких пределах и определяются степенью влияния на них очага горения; • ввиду высокой вязкости нефти и неоднородности коллектора горение по пласту развивается неравномерно. Поэтому регулирование процесса ВГ в условиях участка представляет сложную задачу; • наибольший отбор тяжелой нефти произведен из скважин элементов, находящихся на расстоянии 50-85 м от основных нагнетательных скважин, причем максимальное расстояние, при котором получен эффект, составляет 120 м; • пробуренные оценочные скважины со сплошным отбором керна позволили установить, что выработка нефти произошла по кровельной части пласта, где нефтенасыщенность снизилась от 12,9 до 4,3 % к массе породы. Одновременно было установлено увеличение нефтесодержания в средней части пласта, т.е. нагретая нефть под действием силы тяжести вытеснялась по направлению сверху вниз. Перфорация данных интервалов в оценочных скважинах, перенос закачки воздуха в другую скважину не позволили получить удовлетворительного притока жидкости и газа, что связано с преимущественным продвижением фронта горения в прикровельной части и повышением вязкости перетекшей к подошве пласта нефти из-за потерь тепла; • наличие повышенного содержания кислорода по отдельным скважинам указывает на то, что закачиваемый воздух фильтруется преимущественно по выработанным зонам продуктивного пласта, целиком не участвуя в горении, рассеиваясь и практически не расширяя зоны прогрева; • повышенное содержание окиси углерода (1,5-3,8 %) в ряде скважин свидетельствовало о сгорании топлива при недостатке кислорода, т.е. о 28 существенной затрудненности притока воздуха из-за наличия рядом расположенных зон с большей проницаемостью и выработанностью; • продолжающееся аккумулирование тепла в пласте и мероприятия по регулированию позволяют выровнять фронт горения и увеличить охват по площади; • закачка воздуха в циклическом режиме хотя и дала возможность увеличить охват пласта вытеснением, но не позволяет в достаточной мере вовлечь в разработку застойные нефтенасыщенные зоны. Для регулирования фронта горения и его перемещения в направлении неохваченных скважин необходимо создание условий, препятствующих прямому уходу воздуха по высокопроницаемым каналам путем перераспределения объемов закачки воздуха по нагнетательным скважинам, изменения отборов жидкости из эксплуатационных скважин и смене направлений фильтрационного потока переводом добывающих скважин на закачку; • •влияние термоволнового воздействия (ОПР с излучателями колебаний давления высокой частоты от 1000 до 2800 Гц) проявляется в основном в добывающих скважинах, находящихся вблизи нагнетательной (на расстоянии до 60-70 м) и редко от 80 до 100 м, в зоне достаточно высоких температур пласта; • применение новых технологий с использованием ГС, в частности, сочетания вертикальных (в роли нагнетательных и регулирующих) и горизонтальных скважин (в роли добывающих и регулирующих), использующих так же, как и при парогравитационном методе, гравитационный принцип вытеснения тяжелой нефти из верхней части пласта с предохранением процесса от прорыва воздуха за счет горизонтального отбора, позволит улучшить охват пласта как по площади, так и по толщине. Начиная с 1974 г. на Мордово-Кармальском месторождении были опробованы различные варианты паротеплового воздействия на пласт в 29 вертикальных и горизонтальных скважинах, однако не все проведенные мероприятия дали ожидаемый результат. Попытки произвести длительное паротепловое воздействие оказались неудачными из-за снижения приемистости пласта, ухода пара в его водоносыщенную часть. Уже через два месяца после начала площадной закачки пара в скв.№4 на Северном куполе месторождения устьевое давление нагнетания упало с 2 до 1,2 МПа и вскоре в окружающих нагнетательных скважинах были отмечены температурные аномалии в водоносном горизонте «среднеспириферовом известняке», перекрывающем покрышку залежи. Оказалось, что высокое давление, необходимое для обеспечения приемистости по пару, исключает (ввиду опасности нарушения герметичности кольцевого пространства) достижение оптимального режима паротепловых обработок эксплуатационных скважин, а закачка пара на пониженном расходе, как показали проведенные обработки (с продавкой 1000-1500т пара в продуктивную часть пласта), не дают существенного технологического эффекта. Одним из недостатков применения насыщенного водяного пара в качестве теплоносителя является резкое сокращение его объема при конденсации по мере движения вглубь пласта. С целью устранения данного недостатка к нагнетаемому пару добавляют неконденсирующиеся газы: дымовые, углекислый, азот и другие невзрывоопасные газообразные агенты. Получаемый парогазовый теплоноситель меньше сокращается в объеме при конденсации и не теряет свои нефтетранспортирующие свойства. Кроме этого, положительным моментом является возможность получения водяного пара при более низких температурах, чем при производстве чистого водяного пара, что позволяет сократить материальные затраты. Результаты выполненных работ показали возможность добычи тяжелых углеводородов с применением парогазового воздействия, однако низкая надёжность и нестабильность работы парогазогенератора приводили к снижению приёмистости скважин, а агрессивность рабочего агента – к интенсивной коррозии оборудования. 30 Заключение Таким образом, вязкость пластовой нефти, является важным свойством жидкости, характеризующая степень ее подвижности. Вязкость нефти имеет большое значение при разработке и эксплуатации месторождений, поскольку является одним из свойств, определяющих выбор способа разработки, учитывается при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насоса добычи нефти и т.д. Практически все сложности, которые создает высоковязкая нефть связаны именно с компонентным составом такой нефти. Высоковязкая нефть имеет повышение содержание асфальтенов, смол, парафинов, следовательно, такая нефть обладает меньшей подвижностью в пласте, хуже вытесняется водой, а это закономерно приводит к снижению значения конечной нефтеотдачи. Основными методами воздействия на высоковязкую нефть является термические методы. При повышении пластовой температуры вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, нефть лучше вытесняется водой, снижается остаточная нетенасыщенность. 31 Список использованных источников 1. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2011. - 156 с.: ил. ISBN 978-5-91961-010-6 2. Язьшина И.В. Шеляга Е.В. Сборник лабораторных работ по курсу "Физика нефтяного и газового пласта".-М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2009, 87 с. 3. Минералогия продуктивного пласта [Электронный ресурс] URL:https://poznayka.org/s18673t1.html#:~:text=%D0%9D%D0%B0%20 XI%20%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B E%D0%BC%20%D0%BA%D0%BE%D0%BD%D0%B3%D1%80%D0% B5%D1%81%D1%81%D0%B5%20(%D0%9B%D0%BE%D0%BD%D0% B4%D0%BE%D0%BD%2C,(10%E2%80%9430%20%D0%BC%D0%9F% D0%B0%20%2D%D1%81)%20%D0%B8%20%D0%BB%D0%B5%D0% B3%D0%BA%D0%B0%D1%8F 4. В.П. Евтушенков, Председатель Российского национального комитета Мирового нефтяного совета. Журнал Neftegaz.ru [Электронный ресурс] URL: https://neftegaz.ru/news/politics/337250-mirovoy-neftyanoy-sovetistoriya-mirovykh-neftyanykh-kongressov/ 5. Тяжелая нефть [Электронный ресурс] URL: https://vseonefti.ru/neft/tyazhelaya-neft.html 6. Мировые Запасы высоковязкий нефтей и природных битумов [Электронный ресурс] URL: https://ozlib.com/929986/prochee/mirovye_zapasy_vysokovyazkih_neftey_ prirodnyh_bitumov 7. Башкирцева Н.Ю. Высоковязкие нефти и природные нефти. [Электронный ресурс] URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vysokovyazkie-nefti-i-prirodnyenefti/viewer 32 8. [Электронный ресурс] URL: https://portal.tpu.ru/SHARED/o/OVSER/stud/Tab3/Laboratory_2.pdf 9. Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений [Электронный ресурс] URL: http://ecovestnik.ru/index.php/2013-07-07-02-13-50/nashipublikacii/2060-vysokovyazkie-nefti-i-prirodnye-bitumy-problemy-ipovyshenie-effektivnosti-razvedki-i-razrabotki-mestorozhdenij 10. Негативное влияние высокой вязкости нефти на показатели разработки и эксплуатации месторождений [Электронный ресурс] URL: https://infopedia.su/23xd3a2.html 11. Тарасюк В. М. Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений [Электронный ресурс] URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vysokovyazkie-nefti-i-prirodnye-bitumyproblemy-i-povyshenie-effektivnosti-razvedki-i-razrabotkimestorozhdeniy/viewer 12. Черкасова Е.И., Сафиуллин И.И. Особенности добычи высоковязкой нефти [Электронный ресурс] URL: https://cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-dobychi-vysokovyazkoynefti/viewer 13. Белкина С.А., Нагаева С.Н. Причины образования асфальтосмолопарафинистых отложений в НКТ [Электронный ресурс] URL: https://cyberleninka.ru/article/n/prichiny-obrazovaniyaasfaltosmoloparafinistyh-otlozheniy-v-nkt/viewer 14. Хавкин А.Я Физика нефтегазовых пластов и нелинейные явления: Учебное пособие. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. - 288 с.ISBN 978-591961-317-6 33 34
