Битумная нефть

Содержание

	ВВЕДЕНИЕ	3
1 1.1	Обобщение опыта разработки битумных залежей  Понятие битум	5
1.2	Классификация природных битумов	10
1.3	Вязкость битума	14
2 2.1	Существующие методы воздействия  на пласт.  Опыт разработки битумных  залежей	17
2.2	Подбор оптимальной схемы  теплового  воздействия	18
2.3	Мировой опыт разработки месторождений горизонтальными скважинами	22
2.4	Разработка битумных месторождений  горизонтальными скважинами, пробуренными в радиальных направлениях	25
	СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  ВВЕДЕНИЕ

В течение  многих лет на территории Республики Татарстан проводятся разведка битумных месторождений и опытно-промышленные работы по поиску наиболее эффективных  технологий для их разработки скважинными  методами.

В 1970-1980-е  годы практика освоения месторождений  высоковязких нефтей показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласт являются паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин, нагнетание пара в пласт и внутрипластовое горение. Термические методы добычи нефти постоянно совершенствуются и в настоящее время представлены многочисленной разновидностью способов, причем наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Воздействие на пласт теплоносителем приводит к  целому ряду эффектов, способствующих увеличению нефтеизвлечения.. К основным из них относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения др. Из всех методов воздействия на пласт, наиболее эффективнымы являются тепловые методы, позволяющие увеличить нефтеотдачу в несколько раз, что недоступно другим методам повышения нефтеотдачи.

Особенности битумных месторождений при разработке их тепловыми методами требуют применения плотной сетки вертикальных скважин. При этом скважины не обеспечивают достаточно высоких дебитов, а приемистость нагнетательных скважин и охват  пласта тепловым воздействием, особенно на начальном этапе, низкие. Кроме  того, с помощью вертикальных скважин  невозможно извлечь запасы, расположенные  в санитарных защитных зонах. Технологические  и экономические показатели эксплуатации битумных месторождений можно улучшить путем бурения горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины могут кратно увеличить дебиты, а коэффициент  извлечения битума может быть доведен  до 60 %.

В данной работе будут рассмотрены различные  методы разработки месторождений с  нефтью высокой вязкости, а также  некоторые методы разработки месторождений  природных битумов. 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ БИТУМНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

1.1Понятие битум

Общепринятого определения битума не существует. В настоящее время по мере изучения фактических данных происходит формирование этого понятия.

Природные нефтяные битумы (ПБ) – это полезные ископаемые органического происхождения с первичной УВ основой – генетически представляют собой производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязко – пластическом состоянии. По составу представляют собой многокомпонентные высоковязкие смеси высокомолекулярных УВ, содержащие в значительном количестве асфальто-смолистые компоненты и металлы. В настоящее время существуют генетическое, аналитическое и техническое понятия битум. При этом изучают растворимость в органических растворителях и генезис битумов. Различают сингенетические и эпигенетические ПБ. Накопление сингенетических (первичных) ПБ в литосфере происходит на стадии седиментогенеза одновременно с накоплением осадка и в его составе в дальнейшем они претерпевают все стадии литогенеза. Эпигенетические (вторичные) ПБ формируются при эмиграции углеводородов из материнских горных пород, в которых они захоранивались, в природные резервуары, в которых они аккумулировались  (рисунок 1,1). В Татарстане к битумам традиционно относят УВ (углеводороды), залегающие  в пермских отложениях.[1]

На второй Международной конференции по тяжелой  нефти и битумонасыщенным пескам (1982 г.) было предложено УВ системы (нафтиды) делить на нефти и битумы. При этом учитывались их динамическая вязкость  после дегазации при пластовой температуре (μ,мПа·с) и плотность при нормальных термобарических условиях (ρ,г/см³ ), т.е. при 20 ⁰С и 0,1 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Общее определение битума

 

Иногда  природные битумы относят к тяжелой  нефти. При этом природные битумы больше соответствуют тяжелой нефти  третьего класса для которых указываются  плотность при  15,6 ⁰С (ρ_15,6), вязкость при 37,8 °С (μ_37,8), а также содержащие масел (С_м), смол (С_см) и асфальтенов (С_а)

В США  и Англии в качестве стандартной  температуры для воды и нефтепродуктов принята 15,6 ⁰С (60⁰F по шкале Фаренгейта). Сантистокс (сст) является единицей измерения кинематической вязкости и соответствует мм²/с.

На международной  конференции  в г. Каракас (1982г.) было предложено различать обычные, промежуточные  и тяжелые нефти (рисунок 1. 2 -1. 4).

 

 

 

 

 

            

                  

                                  

                                                                                      

                                                                                                                                                  

Рисунок 1.2 – Классификация УВ систем

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.3 – Классификация нефтей (Каракас, 1982г.)

Было  выделено 3 класса тяжелых нефтей, различающихся по плотности (ρ); соотношению вязкости при температурах 37,8 и 100°С; содержанию фракции, выкипающих до 200 °С (С₂₀₀); содержанию асфальтенов (С_а), абсолютному (С_V+N) и процентному массовому содержанию ванадия и никеля (V+N).

 

 

 

 

 

 

Параметр	1 класс	2 класс	3 класс
ρ,г/м³	0,934-0,966	0,966-1	>1
μ37,8,мПа·с μ100,мПа·с
С200, %	0-10	0-6	0-4
Са,% масс.	2-7	6-15	7-27
СV+N, г/т	120-260	180-550	210-1350
V+Ni, % масс.	1,6-5	1,6-5	2,4-6,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.4 – Классификация нефтей (1982г., Каракас, Венесуэла)

На XI Мировом нефтяном конгрессе в Хьюстоне (1987г.) к битумам было предложено относить углеводороды с плотностью выше 1000 кг/м, и динамической вязкостью при пластовой температуре свыше 10 000 мПа·с. Таким образом в основу деления УВ систем были положены их плотность (ρ, кг/м³) и динамическая вязкость при пластовой температуре (μ, мПа·с).

Однако  подобное деление УВ неизбежно приводит к существенным противоречиям по другим физико-химическим свойствам. Поэтому  многие считают, что вязкость нефтей не следует использовать для их классификации. К примеру, в большинстве случаев относительная плотность нефтей по воде значительно меньше, а относительная вязкость по воде значительно выше единицы.

На всесоюзной конференции по проблемам комплексного освоения ПБ и высоковязких нефтей (г.Казань,1991г.) УВ системы (нафтиды) было предложено разделять на обычные нефти, мальты (тяжелые и экстратяжелые нефти) и природные битумы. При этом, учитывали их плотность (ρ, г/см_³); содержание масел (С_м,%), смол и асфальтенов (С_см+а, % );  коксуемость    (К, %).

В 1998 г. на Международной конференции по тяжелой нефти и битуминозным пескам в Китае противоречия в определениях ПБ и ВВН усилились (рисунок 1.5-1.6).

Причины разнообразия [1] определений ПБ и ВВН связаны со следующими причинами:

- сложный  состав и разнообразие свойств  нафтидов, которые сильно  зависят от термобарических условий их измерения;

- разнообразие  методов и инструментов измерения  свойств нефтей;

- недостаточная  разработанность методик измерения  физических свойств ПБ и ВВН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.5 – Классификация УВ систем (1987г., Хьюстон, США)

 

 

 

 

 

 

 

ρ	0,970 – 1,030	> 1 – 1,030
м	35 – 65	30 – 25
см+а	25 – 60	35 – 75
К	12 – 20	15 – 20

 

 

 

 

 

Рисунок 1.6 – Классификация нафтидов (1991г., Казань)

1.2 Классификация природных битумов(ПБ)

При  классификации ПБ [1] изучают  их свойства такие как:

- консистенция;

- плотность  – ρ, г/см³;

- температура  плавления -Т_пл, ⁰С;

- растворимость  в хлороформе;

- содержание  масел – С_м, % масс.

При этом ПБ разделяют на мальты, асфальты, асфальтены, кериты, антраксолиты и озокериты. Их консистенция меняется от вязкой до твердой; плотность изменяется от 0,85 до 2 г/см_³ , а температура плавления от 20 до         300 ⁰С (кериты и антраксолиты не плавятся); растворимость в хлороформе меняется от полной до нерастворимой; содержание масел варьирует в пределах 25-85 (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Классификация природных битумов

Класс	Консистенция	ρ, г/см³	Тпл, °С	Растворимость
Мальты	От вязкой до полутвердой	0,965-1	35-40	Полная
Асфальты	Вязкая, полутвердая, твердая	1-1,1	20-30 до 80-100	Полная
Асфальтиты	Твердая	1,05-1,20	180-300	Полная
Кериты	Твердая	1-1,25	Не плавятся	Частичная до нерастворимых
Антраксолиты	Очень твердая	1,3-2	Не плавятся	Не растворимые
Озокериты	От вязкой (мазеобразнойтвердой	0,85-0,97	50-85	Полная

 

Мальты  образуются при испарении из нефти  легких УВ соединений. Испарение сопровождается окислением и уплотнением смолистых  веществ, поэтому удельный вес мальт  близок к единице, а иногда и больше. Это густые, вязкие, почти черные нефти, богатые кислородом и серой. Озокериты ведут свое начало от парафинистых нефтей и внешним видом напоминают пчелиный воск, поэтому их часто называют горным или минеральным воском. По составу озокерит является смесью парафиновых (твердых) и небольшого количества жидких и газообразных УВ. Если озокерит содержит в себе асфальтеновые вещества, то в его химическом составе появляется кислород (до 4-5 %). Элементарный состав озокерита близок к химическому составу парафинистых нефтей; содержание углерода колеблется в пределах 84,44-86,15 %, водорода 13,71-     15,3 %. Консистенция озокерита зависит от содержания жидких и газообразных УВ, он является хорошим диэлектриком, флюоресцирует в зеленоватых тонах, легко загорается и горит ярким коптящим пламенем. Асфальты представляют собой аморфные вещества, состоящие в основном из углерода и водорода, содержащие также непостоянные количества серы, кислорода и азота. Асфальты горные или черно-бурые, черта бурая, температура плавления 0-110 ⁰С, коксуемость 5-10 %, содержание асфальтенов до 30-50 %. По внешнему виду кериты напоминают битуминозные угли, они сложены керотенами и карбоидами, в незначительном количестве содержат асфальтены и масла, которые обуславливают их частичную растворимость. Антроксолиты представляют собой продукты высшей карбонизации битумов, похожи на антрацит, целиком состоят из карбоидов или свободного углерода. Асфальтиты-это плотные, углеподобные жирные асфальты.

В.А.Успенский  под ПБ понимал углеводородные газы, нефти, мальты, озокериты, элатериты, альгариты, кериты, антраксолиты, оксикериты и гуминокериты. Всего 12 классов ПБ. В настоящее время комплекс УВ – систем чаще определяют понятием нафтиды, а не ПБ.

В классификации  В.Н.Муратова (таблица 1.2) учитывается компонентный состав нафтидов, включающии содержание масел (С_м), смол (С_см), а также асфальтенов, карбенов и карбоидов (С_а+к+кр).

Таблица 1.2 - Компонентный состав нафтидов (по В.Н.Муратову)

Нафтиды	См, %	Ссм, %	Са+к+кр, %
Нефти	100-60	40-0	10-0
Мальты	60-30	50-30	20-0
Асфальты	50-20	50-30	40-20
Смолистые асфальты	50-2	80-50	30-0
Асфальтиты	30-2	68-5	93-30

 

Классификация УВ систем по величине коксуемости (К), учитывающая также их плотность при 20°С и содержание смол и асфальтенов (С_см+а) приведена в таблице 1.3. Коксуемость характеризует содержание твердого остатка – кокса, образующегося при термическом разложении УВ.

 

Таблица 1.3 - Классификация нафтидов по коксуемости

Нафтиды	К, %	ρ,г/см³	Ссм+а, %.
Обычная нефть	<8	<0,91	10-20
Тяжелая нефть	8-12	0,91-0,98	21-35
Мальты	13-25	0,98-1,03	35-60
ПБ	>25	>1,03	60-98

 

Классификация растворимых в хлороформе битумов  учитывает содержание в них масел, а также смол и асфальтенов (таблица 1.4).

Таблица 1.4 - Классификация растворимых в хлороформе битумов

Класс	Содержание масел, %	Содержание смол и асфальтенов, %
Нефть	>65	<35
Мальты	40-65	35-60
Асфальты	25-40	60-75
Асфальтены	<25	>75

 

Клубовым Б.А. природные битумы делились на обычные нефти и битумы. Среди битумов он выделял специфические и часто встречающиеся разновидности (рисунок 1.7).

 

 

 

                                                         

 

Рисунок 1.7 – Классификация ПБ по Клубову В.А

В основе классификации нефтей Гольдберга И.С. (рисунок 1.8) возможность их извлечения скважинами методами. К примеру, к аномальным он относит высокосмолистые и высоковязкие нефти, разработка которых традиционными скважинами методами затруднена.

1.3 Вязкость битума

Вязкость  битума — один из главнейших показателей, на основании которых выбирается способ разработки. В первую очередь  она определяет возможность применения внутрипластовых (скважинных) методов, затрудняет транспортировку и промысловый  сбор нефти, требуя применения растворителей  или подогрева для уменьшения вязкости, и усложняет первичную  обработку и очистку битумов  и высоковязких нефтей, из-за смешения добываемой нефти с конденсатом, нагрева нефти или применения химических реагентов для разрушения эмульсии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.8 – Классификация нефтей по Гольдбергу И.С.

Вязкость  битумов в значительной степени  определяется температурами битумосодержащих пластов, которые характеризуются обычно низкими величинами. Так, средние температуры битумных пластов Татарии составляют 9—11 °С, Эмбинского района 10— 12 °С, района Бузачей 11 — 13 °С, Тимано-Печорской области 6—8°С (Ярега). В районах Восточной Сибири и Якутии многие скопления битумов располагаются в зоне многолетней мерзлоты, т. е. при отрицательных пластовых температурах.

Недостаточно  разделить битумы на основные генетические классы (мальты, асфальты, асфальтиты и  др.). Для практических целей требуется  более дробное разделение битумов, в первую очередь мальт, на группы в зависимости от степени их подвижности (вязкости), содержания серы, а также водонасыщенности и возможного характера обводненности.

По вязкости битумы пермских отложений, по данным Р.Х.Муслимова и др. (1977 г.), разделяются на две большие группы: высоковязкие, но подвижные в пластовых условиях нефти плотностью 0,95—0,98 г/см³ и вязкостью до 2—20 Па-с и неподвижные пластовые или твердые мальты и асфальты плотностью 0,98—1,07 г/см³ и вязкостью сотни — тысячи паскалей в секунду. Битумы первой группы по своим свойствам относятся к высокопластическим разностям. Как показала опытная разработка ряда месторождений, эти битумы содержат в значительных количествах механические примеси. При добыче битумов из слабоуплотненных песков наблюдается наибольшее количество механических примесей (до 20%) и большое количество воды (до 15 %), что определяет коллоидный характер битумов.

Битумы  второй группы по региональным свойствам  представляют термопластичные коллоидные вещества, сильно изменяющиеся в зависимости  от температуры. Образование их обусловлено  полимеризацией, циклизацией и окислением нефтей (Шугуровская, Сугушлинская и др.). Отмечаются значительные изменения свойств битумов, и в первую очередь вязкости и плотности, непосредственно в пределах залежей, что обусловлено неравномерным проявлением процессов гипергенеза. Битумы, добываемые из обводненных скважин, как правило, отличаются большой плотностью и вязкостью.

Указанные группы определяют возможные методы извлечения битумов. Термические методы воздействия эффективны только для  подвижных битумов, находящихся  в высокоемких и хорошо проницаемых песчаниках. Для карбонатных и глинисто-песчаных пород термические методы, как правило, мало или совсем неэффективны. Как показывают проведенные эксперименты по Татарии, при повышении температуры с 7—8 до 150 °С вязкость и динамические напряжения сдвига пермских битумов снижаются на два-три порядка и становятся близкими к обычным нефтям. Наибольшая эффективность достигается при наличии в вязких нефтях легких фракций, испаряющихся при закачке пара или внутрипластовом горении. Вместе с тем имеются сведения о том, что после паротепловой обработки породы с возрастанием дебитов битумов наблюдается и рост обводненности [2].

2 Существующие методы воздействия на пласт.

2.1Опыт разработки битумных залежей

Природные битумы отличаются специфическими свойствами: высокой вязкостью, малой подвижностью (или неподвижностью) и сложными условиями залегания в продуктивном пласте. Кроме этого, отличительными чертами битумных залежей по сравнению с нефтяными являются обычно небольшие глубины залегания, низкие пластовые давление и температура, низкие газонасыщенность и продуктивность скважин, часто высокая обводненность притоков битумов и большое содержание механических примесей.

Все указанное  и обусловливает специфичность  применяемых методов разработки месторождений битумов.

При открытой карьерной разработке производятся вскрышные работы и сооружается открытый карьер — нефтяной разрез. Из карьера извлекается битумосодержащая порода и транспортируется на специальные установки, где извлекается углеводородное сырье. Для выемки горной породы из карьера используются драглайны, роторные экскаваторы, скреперы, а также гидравлический метод; для транспортировки породы к месту переработки — ленточные транспортеры, автомобильные и другие механические средства, возможно использование гидравлического транспорта. Полученное углеводородное сырье после предварительной переработки направляется на нефтеперерабатывающие заводы для получения необходимых нефтепродуктов, а проэкстрагированная порода транспортируется обратно к месту разработки, используется для строительства или других целей.

Для подземной  шахтной разработки используются очистные, дренажные и термические (термошахтные) системы. При очистной системе битумосодержащая и нефтеносная породы извлекаются на поверхность и направляются на установки, где происходит отделение битума или нефти от вмещающей породы. Для выемки пород могут применяться длиннозабойная, короткозабойная или блоковая системы выемки. Разрушение пород в забоях производится отбойным или гидравлическим способами.

Дренажная система используется для добычи более подвижных битумов или нефтей из многочисленных скважин, пробуренных из горных выработок, проходимых как внутри продуктивного пласта, так и выше или ниже его.

В последние  годы основное внимание уделяется термошахтной разработке, сочетающей дренажную систему с закачкой пара в продуктивный пласт.

Внутрипластовая скважинная разработка осуществляется через скважины, пробуренные с  поверхности, обычно после разогрева  битумосодержащего пласта в результате закачки пара или подземного горения. Для интенсификации притока битума и высоковязких нефтей проводятся эксперименты с использованием растворителей, закачки углекислоты и др.

Применение  различных методов определяется геологическими и техническими условиями  разработки скоплений природных  битумов и высоковязких нефтей. Приблизительно 5—10 % ресурсов указанных углеводородов в мире может разрабатываться с использованием открытого способа; основная часть битумов может быть добыта с помощью скважинных внутрипластовых методов,. которые в перспективе, несомненно, будут более экономичными и не оказывающими большого отрицательного влияния на окружающую среду.

 

2.2 Подбор оптимальной схемы теплового воздействия

Эффективная разработка залежей тяжелой нефти  и природных битумов в обычных  геолого-физических условиях  высокая  плотность и вязкость флюида, глубокое залегание, относительно низкие температура  и давление и др.) требует решения  двух основных задач. Во-первых, нужно значительно повысить подвижность нефти в пластовых условиях и,  во-вторых, создать в пласте запас энергии, достаточной для активного притока жидкости к скважинам и подъема ее на поверхность. Одновременно решить эти задачи  можно путем применения способов теплового воздействия на пласт.

Одним из эффективных методов разработки нефтяной залежи является эксплуатация ее системой горизонтальных скважин. Бурение  горизонтальных скважин является перспективным  методом увеличения производительности скважин, а во многих случаях и  нефтеотдачи пластов.

Горизонтальные  скважины обладают рядом преимуществ  по сравнению с вертикальными. Одним из них является возможность охвата дренированием значительных площадей. Так, например, если величина интервалов вскрытия вертикальных скважин ограничена толщиной продуктивного разреза, то интервалы вскрытия горизонтальных скважин, из-за отсутствия указанного ограничения, могут быть увеличены в десятки раз. Увеличение дренажной площади может быть достигнуто и сооружением нескольких горизонтальных стволов из одной вертикальной скважины.

Вторым  преимуществом является возможность  уменьшения конусообразования при  эксплуатации залежей с подошвенной  водой и повышение тем самым  по сравнению с вертикальными  скважинными полноты выработки  водоплавающих слоев.

Третье  преимущество состоит в более  эффективном использовании гравитационного  эффекта тяжелой нефти [3,4].

Тепловое  воздействие через горизонтальные скважины может быть произведено  различными способами. Основные методы воздействия на пласт через горизонтальные скважины – нагнетание пара и проведение смешивающегося вытеснения. Добыча битума из горизонтальных скважин может  быть произведена при гравитационном режиме потока жидкостей. Для этого  в нефтенасыщенной части продуктивного пласта бурятся одна под другой две параллельные скважины. Тепловое воздействие производится в верхнюю скважину путем непрерывной закачки пара. Из прогретой зоны нефть и конденсат стекают в нижнюю горизонтальную скважину.

Этот  вариант теплового воздействия  является наиболее подходящим для  битумных месторождения Татарстана. Процесс называется гравитационным дренированием с помощью пара (Steam Assisted Gravity Drainage – SAGD) или технология “паровой камеры” . [5, 6-11].

Рассмотрим  сущность этой технологии. на рисунке 1.9 представлен вид сбоку и вертикальный разрез образования паровой зоны вокруг горизонтальных скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.9 – Схема процесса гравитационного дренирования

 

Этот  механизм основан на противоточной  гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти.

На начальном  этапе осуществляют циркуляцию пара в обеих скважинах для обеспечения  приемистости и гидродинамической  связи между стволами скважин. Продолжительность  этапа прогрева скважин составляет от 2 до 6 месяцев, в зависимости от геолого-физических условий продуктивного  пласта.

Затем нагнетания пара прекращают и переводят на отбор  продукции. В это время в нагнетательную скважину продолжается непрерывная  закачка пара. Паровая зона начинает расти от верхней скважины вертикально  вверх под действием архимедовых  сил. Поток нагретой нефти и конденсата пара под действием силы тяжести  вытесняется вниз, к нижней добывающей скважине.

Зона  пара по мере вытеснения нефти паром  постоянно растет и с течением времени распространяется к кровле пласта, а затем расширяется по горизонтали, сливаясь с прогретыми зонами, расположенными вокруг соседних скважин.