Файл: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет.docx

(по материалам Госбаланса).
В Тиманской НГО запасы тяжелых и высоковязких нефтей расположены в

среднедевонско-нижнефранском НГК, где коллектором являются терригенные породы с преимущественно хорошей проницаемостью. (рис. 11)




Рисунок 11. Распределение запасов Тиманской НГО по НГК с учетом литологии коллекторов, проницаемости и вязкости нефти (по материалам Госбаланса).
Следующей НГО по запасам тяжелых высоковязких нефтей является Варандей-Адзьвинская НГО, где преимущественно запасы сосредоточены в триасовом комплексе, сложенный терригенными коллекторами с хорошей проницаемостью. Доманиково-турнейский НГК сложен карбонатными породами в низкопроницаемых коллекторах. Запасы, расположенные в пределах верхневизейско-артинского НГК, где коллекторами являются карбонатные породы с преимущественно хорошей проницаемостью. Отложения нижнепермского НГК представлены терригенными породами, где проницаемость коллекторов меняется от 24 до 240 мД. Также запасы нефти найдены в среднедевонско-нижнефранском НГК, где коллектор сложен карбонатными породами с вязкостью менее 30 мПа*c в хорошо проницаемых коллекторах. (рис. 12)




Рисунок 12. Распределение запасов Варандей-Адзьвинской НГО по НГК с учетом литологии коллекторов, проницаемости и вязкости нефти (по материалам Госбаланса).
На территории Хоревейская НГО преимущественно продуктивен доманиково-турнейский НГК, представленный карбонатными породами в коллекторах с хорошей проницаемостью. Запасы среднеордовико-нижнедевонского НГК представлены также карбонатными породами с низкопроницаемыми коллекторами. Наименьшие количество запасов содержится в верхневизейско-артинском комплексе, сложенном карбонатными породами с низкопроницаемыми коллекторами. (рис.13 )

---

Рисунок 13. Распределение запасов Хорейверской НГО по НГК с учетом литологии коллекторов, проницаемости и вязкости нефти (по материалам Госбаланса).
В Северо-Предуральской НГО залежи тяжелых высоковязких нефтей находятся в карбонатных отложениях верхневизейско-артинского и нижнепермского НГК, сложенного терригенными отложениями. Коллектора обоих НГК обладают средней проницаемостью. (рис. 14)
Рисунок 14. Распределение запасов Северо-Предуральской НГО по НГК с учетом литологии коллекторов, проницаемости и вязкости нефти (по материалам Госбаланса).
Тяжелые и высоковязкие нефти ТПНГП обладают достаточной ресурсной базой для дальнейшей добычи. Основная часть запасов приурочена верхневизейско-артинскому и среднедевонско-нижнефранский НГ комплексам и в целом благоприятны для дальнейшей разработки. НГК находятся на глубинах от 150 до 1500 м, средняя плотность – 0,94 г/см3, коллектора обладают хорошей проницаемостью (средняя проницаемость – 0,7), вязкость сильно варьирует, достигая на некоторых месторождениях до 15000 мПа*с. Нефти Тимано-Печорской в основном парафинистые (среднее содержание 2,5%), сернистые (варьирует от 0,5 до 2,8%), смолистость изменяется от 5-17%.

---

5 ОСВОЕНИЕ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

5.1 Способы разработки тяжелых и высоковязких нефтей

В настоящие время существует много способов разработки залежей тяжелых и высоковязких нефтей, которые отличаются между собой технологией разработки и экономическими характеристиками. На способ разработки влияет множество факторов: геологическое строение и условия залегания пластов, физико-химические свойства УВ, климатические и географические условия, и др. Имеющие способы разработки можно разделить на четыре группы:

1. 
   карьерный (открытый)
   
2. 
   шахтный способы
   
   2. 
      очистная шахтная
      
   3. 
      шахтно-скважинная
      
   4. 
      термо-шахтный
      
3. 
   «холодные» способы
   

1. 
   метод ”CHOPS”
   
2. 
   метод ”VAPEX”
   

4. 
   тепловые методы
   

4.1 внутрипластовое горение

4.2 ПЗС

4.3 закачка в пласт теплоносителей

4.4 парогравитационный SAGD

Карьерные и шахтные способы разработки.

При разработке месторождения карьерным способом, порода, насыщенная УВ извлекается открытым способом. В связи с этим данный метод применим только на глубинах до 50 метров. Метод является низкозатратным, за исключением проведения дополнительных работ для извлечения из породы УВ, но при этом имеет высокий коэффициент нефтеотдачи – 65-85%. [5]

Существует два вида шахтной разработки: очистная (с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность) и шахтно-скважинная (с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора УВ в горных выработках).

Очистной-шахтный метод применяется на глубинах до 200 м, КИН - до 45%. Данный метод экономически выгоден при условии, если в породе помимо УВ есть редкие металлы.

Шахтно-скважинный способ применяется на глубинах до 400 м, но имеет небольшой КИН и большой объем проходки по пустым породам. Но для повышения темпов добычи и увеличения КИН, используют в данном методе паротепловое воздействие на пласт (термо-шахтный метод). Термо-шахтный метод возможен на глубинах до 800 м b имеет высокий КИН (до 50%), но и довольно сложен в управлении. [5]
«Холодные» способы разработки.

К «холодным» способам добычи тяжелой нефти относят метод «СHOPS» и «VAPEX».

---

Метод «СHOPS» предполагает добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка (ссылка). Данный метод применим на глубинах 230-460 м, где вязкость нефти меньше 2000 мПа*c. Преимуществами данной технологии является низкая стоимость, но коэффициент нефтеотдачи составляет всего до 10%. Также данный метод имеет низкий темп добычи, непродолжительный срок эксплуатации скважин, ускоренной обводнение пласта и скважин. Метод не применим для добычи битумов и месторождений с подошвенной водой.

Метод «VAPEX» применяется для добычи тяжелых нефтей и битумов. В процессе разработки в пласт закачивается растворитель в режиме гравитационного дренажа (ссылка). Используется пара горизонтальных скважин. В верхнюю скважину закачивается растворитель, за счет чего создается камера-растворитель (растворители УВые, также этан или пропан). Далее под действием гравитационных сил, нефть разжиженная за счет диффузии в нем растворителя, стекает по границам камеры к добывающей скважине. Данный метод имеет свои преимущество – низкие затраты энергии, КИН составляет до 60%. Недостатками технологии является низкий темп добычи, неопределенность в затратах.


Тепловые методы разработки.

В настоящее время существует три вида тепловых методов разработки: внутрипластовое горение, паротепловая обработка призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей (пара или горячей воды).

Внутрипластовое горение представляет собой частичное сжигание нефти (тяжелых элементов) в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами, продвигается по пласту за счет подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500-700 С.[5]

Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды.[5] Метод применим на глубинах 100-500 м, при толщине пласта 2045 м и вязкостью нефти менее 10 мПа*c. Коэффициент извлечение нефти в данном методе составляет около 80% (на практике 55%). Недостатками технологии является необходимое применение мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения. Также существует разновидность данного метода - влажное внутрипластовое горение. При нем в пласт вводят воду вместе с окислителем. Благодаря этому ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.

---

Во время применения метода паротепловой обработки призабойных зон скважин в пласт периодически закачивается пар в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Метод применяется на глубинах до 1,5 км с вязкостью нефти более 50 мПа*c. При применении данного метода КИН невысокий, достигает всего до 20%. Недостатками данного метода являются высокая энергоемкость и увеличение попутного газа. Метод ПЗС применятся как дополнительное воздействие на призабойную зону в комплексе с закачкой в пласт теплоносителей.

При закачки в пласт теплоносителей происходит низкотермическое вытеснение нефти. В процессе чего снижается вязкость нефти под действием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышению коэффициента вытеснения. Рабочие агенты: пар, горячая вода, горячий полимерный раствор. Метод применим на глубинах до 1000 м с вязкостью нефти более 10 мПа*c.

Новейшим тепловым методом добычи тяжелой нефти и природных битумов является парогравитационный дренаж (SAGD). При использовании данного метода, бурятся две скважины, расположенные параллельно друг другу, сквозь насыщенные нефтью породы вблизи подошвы пласта. Через верхнюю горизонтальную скважину в пласт происходит нагнетание пара и создается высокотемпературная паровая камера. Первая стадия – предпрогрев в течение нескольких месяцев происходит циркуляция пара в скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, уменьшается вязкость нефти в этой зоне и, благодаря этому, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. [5] Основная стадия – процесс нагнетания пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. [5]

Метод применяется на глубинах менее 400 м с толщиной пласта более 15 м и вязкость нефти более 45000 мПа*c. Коэффициент извлечения нефти составляет приблизительно до 50% (на практике 25%). Для достижения рентабельности метода необходимо: достижение максимальной энергоэффективности, оптимальный процесс разделение нефти и воды, очистка воды для повторного использования в производстве пара.

---