CC BY
570
УДК 665.61:665.613.2
Е. И. Черкасова, И. И. Сафиуллин
ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ.
Ключевые слова: сверхвязкая нефть, Татнефть, Ашальчинское, битум.
Приведена классификация нефти и методы добычи сверхвязкой нефти.
Keywords: superviscous oil, Tatneft, Ashalchinskoye, bitumen. Given the Classification of oil and methods ofproduction over viscous oil.
В связи со снижением объемов запасов нефти в России внимание стали привлекать месторождения высоковязких нефтей и природных битумов.
По данным основных нефтяных операторов - British Petroleum (BP) и OGJ (Oil & Gas Journal) объем российских запасов технически доступной нефти составляет: 1,8 млрд т тяжелой высоковязкой нефти и 4,5 млрд т нефти в битуминозных песках.
Несмотря на это, их промышленное освоение идет медленными темпами. Одна из основных причин низкая рентабельность их освоения.
Большая часть битуминозных месторождений и месторождений высоковязких нефтей требует применения энергосберегающих методов глубинной добычи, и инновационных технологий их переработки, разработка которых без глубоких знаний о составе и строении тяжелых углеводородных ресурсов трудно осуществима. Освоение тяжелых углеводородных ресурсов, несомненно, является приоритетной задачей для Российской Федерации, отвечающей высоким темпам её социально-экономического развития [1].
На территории Республики Татарстан сосредоточены значительные запасы сверхвязких неф-тей (СВН), 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-Кармальского и Ашальчинского, разрабатываются в опытно-промышленном режиме.
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 во-донефтяной эмульсии, образующейся в процессе добычи нефти [2].
В последние годы в Татарстане на опытном участке Ашальчинского месторождения ведутся работы по освоению паро-гравитационного метода воздействия на пласт, и уже добыто более 100 тыс. т тяжелого углеводородного сырья.
Ашальчинское месторождение высоковязкой нефти расположено на западном склоне ЮжноТатарского свода на глубине до 110 м от дневной поверхности.
Несмотря на почти 40-летний период работы по исследованию геологии и добычи высоковяз-
кой нефти, до сих пор не удалось решить проблему её освоения и переработки.
Отличительной характеристикой нефти является практическое отсутствие фракции, выкипающие до 200°С (до 5%), до 350°С выкипает всего 21%.
Остаточная фракция (выше 450°С) содержится в значительных количествах - 44,1 %.
В остатке выше 350°С на долю парафино-нафтеновых и моно циклоароматических углеводородов, приходится более половины углеводородов масляных фракций (25% на исходное сырье), что вдвое превышает их содержание по сравнению с традиционными нефтями (табл. 1).
Таблица 1 - Компонентный состав нефти
Температура выкипания фракции, н.к.- к.к.,°С Компонентный состав, % мас.
ПН УВ Ар (I) УВ моно-, би-, три-циклические Ар (II) УВ полициклические
140-220 99 1 -
220-300 96 4 -
300-420 20 71 9
420-450 21 46 33
Высоковязкая нефть Ашальчинского месторождения характеризуется высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими показателями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью [3].
Согласно ГОСТ Р 51858-2002 данная нефть имеет высокую плотность и относится к битуминозному типу (табл. 2).
Существуют различные подходы в классификации типов нефти и природных битумов. Некоторые из них построены на широком перечне характеристик углеводородного флюида: плотности, вязкости, содержании асфальтенов, масел, ванадия и никеля, выходе светлых фракций и т.д.. Другие подходы более упрощенные - нефти дифференцируются по плотности и вязкости.
На XII Нефтяном мировом конгрессе (Хьюстон, 1987г.) была рекомендована общая схема классификации нефти и природных битумов [4].
Таблица 2 - Физико-химические свойства нефти
Наименование показателей Показатели
Плотность, кг/м3 при 20 0С 968,7
Вязкость кинематическая 10-6 м2/с:
при 20 0С 8610,82
при 50 0С 560,61
Содержание, % мас.:
серы 3,39
асфальтенов 7,7
смол силикагелевых 25,2
ванадия 0,041
никеля 0,0112
мех. примесей 0,34
Коксуемость, мас. % 4,5
По этой классификации классы нефти выделены по ее плотности, а граница между нефтью и природными битумами проведена по вязкости 10000 мПа-с.
В отечественной практике принято классифицировать категории нефти через вязкостную характеристику. На этой же характеристике строится система льготирования разработки залежей сверхвязкой и сверхвысоковязкой нефти .
Исходя из этого, предложен классификатор, учитывающий рекомендации Нефтяного конгресса и рекомендуемые показатели из проекта «Методические рекомендации по применению «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», а также существующие налоговые стимуляторы федерального и регионального законодательств. Дифференциация произведена как по вязкости, так и по плотности нефти в пластовых условиях.
Исходя из представленного классификатора, на территории Татарстана встречаются и разрабатываются залежи всех типов нефти, за исключением залежей «сверхвысоковязкой сверхтяжелой нефти» [5].
ОАО «Татнефть» активно работает над вовлечением подобных залежей в промышленную разработку. В настоящее время на двух месторождениях ведется опытно-промышленная разработка:
- на Мордово-Кармальском, с применением технологий внутрипластового горения и циклической закачки пара на вертикальных скважинах;
- на Ашальчинском, с применением прогрессивной технологии парогравитационного дренажа на горизонтальных скважинах.
Объем добычи сверхвязкой-битуминозной нефти и природных битумов не только в России, но и в мире пока остается низким. Причины - недостаточное развитие технологий освоения подобных залежей. Имеющиеся технологии требуют огромных инвестиций в добычу, в создание инфраструктуры транспортировки и переработки.
На сегодняшний день действуют следующие льготы, стимулирующие разработку залежей сверхвязкой битуминозной нефти:
- нулевая ставка НДПИ (Налог на добычу полезных ископаемых) в соответствии с подпунктом 9 п. 1 ст. 342 Налогового Кодекса РФ, введенная на добычу нефти с вязкостью более 200 мПа-с в пла-
стовых условиях;
- нулевая ставка налога на имущество в соответствии со ст. 1 №52-ЗРТ Закона Республики Татарстан, на добычу нефти с вязкостью более 1000 мПа-с в пластовых условиях.
Определение характеристик нефти и природных битумов играет важную роль как при выборе методов добычи, вида транспортировки и технологии переработки, так и при обосновании применения налоговых льгот.
При выборе и оптимизации метода добычи сверхвязкой битуминозной нефти приоритетными являются исследования вязкостных характеристик и зависимость подвижности флюида от окружающих условий.
Выделяют два подхода при добычи нефти:
- добыча холодным (естественным) способом;
- добыча термическим (в том числе, паровым) и химическим воздействием на флюид.
Важное значение при разработке месторождений природных битумов имеет энергосбережение, в котором подъем тяжелых углеводородов ведется по возможности с меньшими затратами энергии на тонну добываемой продукции [5].
Одной из таких технологий является нестационарное или пульсационное воздействия на битуминозный коллектор. Этот способ прост, надежен в эксплуатации и совместим со многими традиционными способами добычи битумов. Одним из очевидных преимуществ теплотехнологии пульсацион-ного воздействия в размягчении трудноизвлекаемых углеводородов является решение проблемы застойных зон, появляющихся в коллекторе вдоль горизонтальной скважины, где содержится значительное количество не извлеченной продукции [6]. Это приводит к интенсификации процессов извлечения остаточных углеводородов и увеличению рабочего объема при извлечении залежи.
Теплотехнологии воздействия на битуминозную породу
Размытие битуминозной породы осуществляется посредством теплоотдачи в горизонтальном участке скважины. Теплогенератор располагается на устье скважины и газ (пар) поступает в призабой-ную зону (рис.1, 2).
ИМ ШМ 1.П 1.1 1 и I I
Зона размытия битуяинознои породы
- 1с --
Рис. 1 - Теплотехнология добычи битумов с использованием парогенератора на устье.
Рис. 2 - Устьевое оборудование в теплотехноло-гия с использованием парогазогенератора на устье
Схемы установок для генерации пара и па-ро-газа на устье скважины приведены на рис 1, 2.
В теплотехнологии пульсационного дренирования скважины жидкостью используется высокочастотный индукционный нагреватель (ВИН), который располагается вдоль горизонтального участка скважины (рис. 1 и 3). При этом жидкость нагревается до температуры стенки (порядка 80оС).
Рис. 3 - Устьевое оборудование добычи битумов с использованием пульсационной теплотехнологии
Посредством насоса поз.4 происходит подача топлива в горелку парогенератора. Перегретый пар под давлением подается в нефтяную скважину через насосно-компрессорную трубу и хвостовик в затрубное пространство.
После этого отработавшие пары поднимаются вверх к устью скважины и через приемную трубу поз.6 и клапан управления поз.7, в зависимости от режима (непрерывный или пульсационный), возвращаются в виде конденсата через систему подачи воды в магистраль парогенератора поз.9.
В случае использования парогазогенератора картина движения газа и работа технических элементов схемы не изменяется.
Отличием парогазогенератора от парогенератора заключается в существенном повышении температуры подаваемого в НКТ (Насосно-компрессорные трубы) парогаза до 2500С за счет участия в процессе нагрева отработавших при сгорании газов.
В пульсационной теплотехнологии битуминозная порода размягчается посредством нестационарного нагнетания (нагретой посредством ВИН) жидкости в коллектор.
Посредством насоса поз.4, жидкость из бака приемника поз.9 закачивают в затрубное пространство. При этом возрастает давление в воздушной подушке ресивера. При достижении в ресивере заданного давления (до 3-5 МПа) открывается клапан управления поз.7. За счет энергии сжатия происходит сброс давления и жидкость из ресивера поз.12, нагреваясь в затрубном пространстве, поступает в насосно-компрессорные трубы и далее, минуя клапан управления, - в бак приемник поз.9. При достижении в ресивере нижней величины заданного давления (порядка 0,15-0,2 МПа) клапан управления
поз.7 закрывается. Далее циклы периодических пульсаций повторяются.
Ниже приведена оценка эффективности различных тепловых схем для добычи природных битумов.
Анализ эффективности теплотехнологий добычи битумов
Паротепловое воздействие
Преимущества:
- Пар обладает большой энтальпией;
- Пар нейтрален к скважинному оборудова-
нию.
ды;
Недостатки:
- Значительные затраты на подготовку во-
- Значительные выбросы в атмосферу;
- К.п.д. на уровне 82-85%;
- Пар полностью конденсируется в пласте и разогретый битум надо извлекать механическим путем;
- Пар обладая малым удельным объемом может прорваться в нежелательном направлении.
Парогазовое воздействие
Преимущества:
- Расход энергоносителей меньше в 2 раза;
- Комбинированное воздействие на пласт;
- Извлечение разогретого битума самотеком.
Недостатки:
- Активность рабочего тела по отношению к скважинному оборудованию;
- Наличие в составе комплекса дорогостоящего компрессора.
Пульсационная теплотехнология
Преимущества:
- Отсутствие потерь в скважине;
- Интенсификация теплообмена;
- Отсутствие конденсации;
- Возможность использовать ПАВ и раство-
рителей.
Недостатки:
- Необходимость использования электро-
энергии;
- Механический износ за счет пульсаций.
Оценки показывают, что тепловая нагрузка в нагнетании парогаза на глубине около 100 м порядка 8 кВт, а при ее увеличении резко падает. А нагрузка с использованием ВИН не зависит от глубины залегания битумов, а лишь от расхода рабочей жидкости. При этом ее можно оценить (для пластов с малой проницаемостью К<10мДарси). С увеличением глубины залегания преимущество в добыче природных битумов имеет пульсационная теплотех-нология с использованием глубинного высокочастотного индукционного нагревателя[6].
Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяже-
лые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний.
Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок.
Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов - можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», - кроме добывающих компаний льготы должны получить нефтеперерабатывающие заводы, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.
Литература
1. Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П. Башкирцева Н.Ю. Компонентный и углеводородный состав битуминозной нефти Ашальчинского месторождения //Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 10. С. 207-211.
2. Н.К. Байбаков [и др.]. - М.: Термические методы добычи нефти в России и за рубежом ВНИИОЭНГ, 1995.- 181 с.
3. Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П., Башкирцева Н.Ю. Компонентный и углеводородный состав битуминозной нефти Ашальчинского месторождения //Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 10. С. 207-211.
4. Р. С. Хисамов [и др.] Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарста. - Казань: Фэн Академии наук РТ, 2007. - 295 с.
5. Кутузова М. Нефть берет вес Business Guide (Инновации) // Коммер-сант. - 2008. - №80. 14 мая.
6. Прощекальников Д.В.,Кульментьева Е.И., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д. Оценка эффективности теплоисполь-зования в добыче природных битумов //Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т. 17. № 5. С. 241-242.
© Е. И. Черкасова, канд. техн. наук, доц. каф. ХТПНГ КНИТУ, cherkasova.kstu@yandex.ru; И. И. Сафиуллин, студ. гр. 413-МП4 КНИТУ.
© E. I. Cherkasova, Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU, cherkasova.kstu@yandex.ru; I. I. Safiullin, Student gr. 413-MP4, KNRTU.
