Битумная нефть

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.