Материал: Учреждение высшего профессионального образования санктпетербургский государственный университет

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 горение4.2 ПЗС4.3 закачка в пласт теплоносителей4.4 парогравитационный SAGDКарьерные 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.

5.2 Примеры освоения месторождений с тяжелым высоковязкими

нефтями в ТПНГП по НГО

Тиманская НГОЯрегское месторождение тяжелых высоковязких нефтей находится в Тиманской НГО. Месторождение было открыто в 1932 году, общей площадью 40 км2 и включает в себя 13 продуктивных залежей. Оно представляет собой пластовую залежь, расположенную на своде и юго-востоке погружения Ухтинской антиклинальной складки. Главную роль играют отложения девона, представленные терригенными отложениями, мощность которых достигает до 1000 м. Возраст пласта-коллектора D2gv-D3f. Пористость – 26%, проницаемость – 2617 мД, нефтенасыщенность – 87%, а температура в пласте составляет – 6 ̊ С/5МПа. Промышленная нефть залегает на глубине 130-300 м. Ее плотность составляет 0,945 г/см3, вязкость достигает до 15000 мП.с, температура в пласте составляет – 6 ̊ С, пластовое давление – 5МПа. (таб.2) Начальные геологические запасы нефти составляют – 82, 9 млн.т. На 2015 год извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1 – 129 732 тыс.т, категории С2 – 6167 тыс.т. (рис. 15)Метод разработки месторождения – шахтно-скважинный. Таблица 2Характеристика залежей Ярегского месторождения (по данным Госбаланса).

Возраст пласта-коллектора	Литология пласта	Площадь залежи Кв.км	Начальные геологические Запасы нефти Млн.т	Глубина Залежи М	Общая/эфф.толщина пласта М	Пористость %	Проницаемость мД	Нефтена сыщенность %	Плотность г/см3	Вязкость мПа.c	Содержание серы %
D2gv-D3f пл. III гор. D2st-D3ps	Тер	3,9	82,9	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
D2gv пл. III гор. D2af	Тер	10,4	19,2	130	12,4/10,7	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv пл. III гор. D2af	Тер	-	11,3	130		27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III гор D2пл-D3ps	Тер	-	112,5	175	21/21	26	2617	87	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	Тер	11,2	6,8	175	3,4/3,5	26	2617	87	0,45	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	Тер	30	9,0	175	4,2/3,52	24	2617	43	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	1,8	3,5	130	9,9/8,9	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D3ps	тер	1,8	1,2	130	3,6/3,1	27	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III	тер	0,8	2,3	175	15,2/13,8	26	2617	87	0,945	15000	1,9
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	23,6	51,4	180	15/10,9	25	1944	86	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	7,9	2,3	180	1,5/1,5	25	1944	86	0,945	15000	1,4
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	25,7	50,3	133	/10,4	24	317	85	0,945	15000	1,1
D2gv-D3f пл. III гор D2st-D3ps	тер	6,2	1,8	133	1,5/1,5	24	317	85	0,945	15000	1,1