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.