Методы добычи битумных песков

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Институт геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра нефти и газа

«Методы добычи битумных песков»

Выполнила: студентка 02-003 группы Ахмадишина Ф.Ф.

Казань- 2013

Введение

«Альтернативный источник углеводородного сырья»… Это красивое и торжественное определение, под которым для нашего Среднего Поволжья подразумевается не что иное, как относительно неглубоко залегающие природные битумы в пермских отложениях, не один год переписываются из статьи в статью, из доклада в доклад, из монографии в монографию. Однако, образно говоря, этот источник до сих пор не вливается могучим потоком в ослабевшую нефтяную реку, а напоминает скорее слабенький, прерывающийся ручеек, не делающий, как говорится погоды.

В промышленно развитых странах мира, в том числе и в России, все более ощущается дефицит полезных ископаемых - источников энергии и сырья для химической, дорожно-строительной, электротехнической и других отраслей индустрии. Ограниченность запасов традиционных нефтей и высокие темпы потребления привели к необходимости поиска и вовлечения в топливно-энергетический комплекс альтернативных источников, одним из которых являются природные битумы. Последние составляют значительную долю в общем балансе ресурсов горючих ископаемых. Важна и возможность многоцелевого использования природных битумов, нередко характеризующихся наличием в своем составе металлов (ванадий, никель, молибден) и других ценных компонентов.

В таком положении находится сейчас и Республика Татарстан. Во времена Советского Союза, когда нефть добывалась не по научным технологиям, а согласно плану, в Татарстане добывали до 103 млн. т нефти в год. Тогда нефтяники сократили жизнь наших месторождений. Страна жила за счет татарстанской нефти 35 лет, поэтому еще 12 лет назад начали рассматривать перспективы будущего развития нефтяной отрасли и обратили внимание на битумные залежи.[6]

Согласно топливно-энергетической стратегии Татарстана до 2020 года объем добычи нефти в Татарстане планируется на уровне 30 млн. т, а уже к 2020 году снизится до 24,5 млн. т. Приоритетной задачей нефтегазового комплекса республики является сохранение добычи углеводородного сырья на уровне 30 млн. т в год, обеспечение которых возможно благодаря выходу на промышленную добычу природных битумов. Начать добычу битумов, запасы которых в республике составляют 7 млрд. т, планировалось с 2010 года, поскольку добыча битумов при существующих технологиях является убыточной и требует больших капитальных вложений. Технико-экономические расчеты показывают, что основой для рентабельной разработки природных битумов является промышленная добыча битумов с одновременным обеспечением нетрадиционной переработки с получением бензиновых и дизельных фракций, продуктов малотоннажной химии и другой продукции.

Однако на совещании по итогам работы нефтяных компаний республики в I полугодии 2005 года и мерах по повышению конкурентоспособности компаний президент РТ Минтимер Шаймиев отметил, что сегодня об экономической стороне этого вопроса речи идти не должно - нужно искать технологии к доступу добычи природных битумов. Тогда глава республики поставил задачу перед ОАО "Татнефть", у которой имеется 11 месторождений природных битумов, уже в этом году начать их разработку. Как отметил советник президента РТ по вопросам недропользования, нефти и газа Ренат Муслимов, разработка битумной нефти и ее добыча станет будущим экономики страны в целом и Татарстана в частности. Изучением залежей битумов на территории республики ученые Татарстана занимаются еще с 1970 года. В настоящее время в этом направлении проведены значительные объемы поисково-разведочных, опытно-промышленных и научно-исследовательских работ. Так что если усилия ученых республики, России и зарубежья объединятся, то уже в 2020 году доля битумных нефтей в общем объеме добычи может составить 10-15%.[2]

При этом практическое решение поставленных вопросов требует применения наиболее оптимальных способов извлечения высоковязких нефтей и битумов и их переработки. Существенной проблемой является степень их извлечения из недр, которая остается пока крайне невысокой. Наглядной иллюстрацией к сказанному является следующая таблица:

Таблица 1.*В трлн. м3

Мировой опыт показывает, что из нефтебитумов можно получать «синтетическую » нефть, сжиженный газ, газойль, лаки и краски, вяжущие компоненты для покрытий и фундаментов, изоляционные материалы и многое другое. Наиболее рациональным являются комплексная добыча и переработка, как природных битумов, так и вмещающих пород.

Страны СНГ, Россия, Татарстан располагают огромными запасами природных битумов. По данным И.С. Гольдберга (1981), суммарные прогнозные ресурсы СССР составляют 30 - 33 млрд. т. Имеются все предпосылки для разработки и внедрения долгосрочных программ их комплексного использования. Успех принесет разумное сочетание освоения битумных месторождений и зарубежного опыта с учетом отличающихся геологических, технологических, экономических и других условий в нашей стране.

Тем более, что вопрос восполнения запасов в старых нефтедобывающих регионах, где основные месторождения вступили в позднюю стадию разработки, и уровень добычи неумолимо падает, не оставляет другого выбора, как «идти на поклон» к упрямым трудноизвлекаемым битумам. Специалисты считают реальной перспективу прироста геологических запасов в количестве не менее 10 млн.т в год за счет развития битумной отрасли.

Таблица 2. Запасы по миру [6]

нефть битум шахтный термический

Эффективное освоение этих богатств невозможно без правильных методических приемов геологической и геофизической разведки битумных скоплений, совершенной научной основы их извлечения, развитой на современном уровне инфраструктуры для их комплексной переработки и использования, создания рынка потребления.

В этом направлении работали и работают в нашей республике очень многие - ОАО «Татнефть», ОАО «Татнефтегеофизика», Казанский университет, ОЭНГДУ «Татнефтебитум», Альетьевская ГПК, РНТЦ ОАО ВНИИнефть (г. Бугульма), институты «ТатНИПИнефть», ИОФХ КНЦ АНРФ им. А.Е. Арбузова, «ВНИИУС», ОАО «НИИНЕФТЕПРОМХИМ», «Татарстангеология», ЦНИИгеолнеруд, ВНИГРИ, ИГИРГИ и другие.

Об усилении внимания к пермским природным битумам и высоковязким нефтям за последние годы свидетельствуют вышедшие в свет монографии (Хисамов, Гатиятуллин и др., 2007 г.; Хисамов, Боровский и др., 2007) охватывающие широкий спектр вопросов от геологических, геохимических, геофизических методов исследования на поисково-разведочной стадии до освоения месторождений и использования природных битумов.[1]

В работе будут рассмотрены вопросы изучения скоплений углеводородов в пермских отложениях Урало-Поволжья.

В данной работе будет дана оценка состояния ресурсов природных битумов Республики Татарстан, освещены условия образования пермских природных резервуаров, определена перспектива наращивания сырьевой базы.

На мой взгляд, значительные ресурсы, перспективы наращивания сырьевой базы предопределяют актуальность создания научного подхода эффективного комплексного освоения ресурсов природных битумов, обусловливают целесообразность совершенствования методических приемов выполнения различных циклов геологоразведочного процесса.

Основной технологией добычи битума является термохимический метод. Технология термического воздействия на пласт основана на использовании тепла для нагревания тяжелой нефти, которая при этом становится более текучей. При циклическом нагнетании пара в ствол скважины в отдельные скважины закачивают пар в коллектор с тяжелыми сортами нефти в течение некоторого периода времени (примерно двух недель), называемого периодом нагнетания. После нагнетания скважину закрывают на несколько дней (период выдержки), чтобы тяжелая нефть достаточно нагрелась от пара и стала более подвижной. Затем в той же скважине с помощью штангового скважинного насоса производится добыча нефти в течение эксплуатационного периода, приблизительно равного периоду выдержки. Закачка пара чередуется с добычей до 20 раз, после чего становится неэффективной.

Рисунок 1. Метод SAGD

Для вытеснения нефти паром требуются как нагнетательные, так и эксплуатационные скважины. В коллектор с тяжелой нефтью по нагнетательным скважинам закачивают перегретый пар. Пар способствует нагреву тяжелой нефти и сильно уменьшает ее вязкость. По мере того как пар отдает тепло, он конденсируется, образуя горячую воду, которая заставляет нефть двигаться в сторону эксплуатационных скважин. Схема расположения нагнетательной и эксплуатационных скважин при вытеснении нефти паром аналогична схеме их расположения при заводнении, однако скважины находятся очень близко. Нефтеотдача при подобном методе может составлять от 25 до 65% пластовой нефти.

Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи - не нова. Впервые она была реализована на Ярегском месторождении в СССР. Однако нагнетание пара на этом месторождении осуществлялась в условиях добычи высоковязкой нефти шахтным способом. Строительство экспериментальной шахты для реализации теоретических исследований, в том числе и по использованию горизонтальных технологий при термических методах воздействия, стало ключевым этапом в развитии разработки тяжелых нефтей и битумов в Канаде. Эта шахта, называемая UTF (UndergroundTestFacility), была построен в штате Альберта, около города Форт Макмюррей.

С развитием техники и технологии бурения горизонтальных скважин, многие технологии получили своё новое развитие, в частности и технология парогравитационного воздействия.

Принципиальными проблемами технологий воздействия паром на пласты высоковязких нефтей и природных битумов является существенная, почти на порядок, разница в плотности пара и углеводорода. На использовании этого эффекта канадскими специалистами был развит метод, основанный на оригинальной идее использования гравитационно-ориентированного потока-SAGD (SteamAssistedGravityDrainage). Для этого бурится пара горизонтальных скважин, расположенных на вертикальном расстоянии 4-7 метров друг от друга.

Такие горизонтальные скважины на малую глубину - до 250 м - бурятся специальными наклонными буровыми станками, при большей глубине возможно использование обычных вертикальных буровых станков.

Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, а нижняя - для добычи разогретого битума.

Закачиваемый пар создает в пласте так называемую «паровую камеру», объем которой в процессе реализации метода распространяется в пласте. Пар конденсируется на границе камеры, тем самым высвобождается скрытая теплота парообразования и битумосодержащая порода прогревается, при этом вязкость битума снижается до величин, при которой его перемещение в пласте становится возможным.

Вязкости природных битумов могут колебаться в широких пределах и достигать 10 миллионов мПа^.с, в то время как самые тяжёлые компоненты битума имеют вязкость сотни миллионов мПа^.с. Поэтому даже при закачке пара добыча битума начинается не сразу и необходим ряд предварительных этапов, или фаз реализации парогравитационного воздействия (ПГВ).

Потенциальными ограничениями для применения этой технологии являются:

- наличие слоистой неоднородности - глинистые и водоносные линзы, ограничивающие создание паровой камеры и, значит, охват пласта воздействием;

- малая толщина пласта (менее 15 м), ведущая к значительным удельным по объему продуктивного пласта потерям тепла;

- газовые шапки;

- повышенная водонасыщенность в кровле пласта.

В самом общем случае классическая парогравитационная технология имеет 4 фазы:

1. Фаза прогрева(Preheatphase). Этот период длится в среднем до 3-х месяцев. В фазе прогрева пар закачивается как в нижнюю, так и в верхнюю скважины. Часто в каждую скважину идёт одновременно и закачка, и отбор из нее. То есть в НКТ подается пар низкого качества, а отбор сконденсировавшейся жидкости и части разогретого битума осуществляется через затрубье. Главная цель - это добиться гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважиной. По завершению этой стадии нижняя скважина переводится под добычу, а отбор из затрубья верхней скважины прекращается.

2. Фаза высокого давления (HighPressurePhase). В это время начинается собственно интенсивное нагнетание пара и прогрев зоны вокруг нагнетательной скважины.

3. Фаза депрессии или сброса давления (Depressurizationphase). В этот период давление в добывающей скважине снижают, чтобы ликвидировать пар в окрестности добывающей скважины, который может в последующем послужить «проводником» закачиваемого пара, способствовать его прорыву. 2-ая и 3-я фазы длятся, как правило, не более полутора месяцев.

4.Основная фаза ПГВ (SAGD phase). Во время основной фазы скважины выводятся на установленный по проекту режим закачки, отбора, с поддержанием соответствующих величин давления и температуры. С начала этого периода уже существует надежная гидродинамическая связь между скважинами, обеспечены хорошая приемистость для пара, условия для роста паровой камеры и начинают добываться первые тонны битума.[4]

Метод внутрипластового горения основан на поджигании подземной нефти. Если скважина неглубокая, поджечь нефть можно с помощью как фосфорной бомбы, так и газовой горелки, которую опускают в скважину. В глубоких коллекторах можно просто закачать воздух, и он вызовет самовозгорание. В процессе горения нефти для поддержания огня в скважину необходимо нагнетать большие объемы воздуха. Закачивание воздуха является самой дорогостоящей частью указанной технологии, причем стоимость его повышается с глубиной нефтеносной формации, так как требуется большее число крупных компрессоров.

При горении повышается температура, вследствие чего нефть понижает свою вязкость. Образующийся при горении большой объем газов способствует продвижению нагретой нефти в сторону эксплуатационных скважин. Однако внутрипластовое горение может оказаться неудачным, если на месторождении не окажется достаточного количества нефти для его поддержания.

Наиболее распространенный тип внутрипластового горения -- прямоточное сжигание, в процессе которого огонь и закачиваемый воздух оказываются в нагнетательной скважине. Нефть протекает в сторону эксплуатационной скважины. При сухом сжигании закачивают только воздух, при «мокром» сжигании или сочетании прямоточного сжигания и заводнения используют воду и воздух либо одновременно, либо попеременно. Это способствует возникновению водяного пара, помогающего движению нефти.

Нефтеотдача при внутрипластовом горении может составлять 30--40% запасов нефти месторождения. Однако существует проблема термической коррозии оборудования в силу высоких температур и образования при горении коррозионно-агрессивных газов. Для наблюдения за движением фронта подземного горения могут применяться сейсмические методы.[5]

Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом. Открытая разработка нефтяных (битумных) месторождений известна с самых древних времен. В первую очередь такими методами добывались углеводороды в местах выхода залежей углеводорода на поверхность. Это, часто склоны гор, размытые речным потоком - берег реки Атабаска (Канада), берег реки Шешма около поселка Шугурово в Татарстане и многие другие. Для газовых залежей известны выходы природного газа по трещинам в земной коре, огням которых в древние времена поклонялись язычники, например, в Ираке на поверхности известного месторождения Киркук, недалеко от одноименного города.

Для добычи таких запасов, а также мелкозалегающих (по опыту Канады до глубины 70 м), может применяться открытая разработка или, другими словами, карьерные методы.

Последовательность работы при реализации таких технологий следующая:

Вскрышные работы, при которых снимаются верхние слои почвы - до кровли продуктивного пласта.

Продуктивный пласт вынимается с помощью гигантских экскаваторов и загружается в гигантские же грузовики с грузоподъемностью 400 т и более.

Битумонасыщенный песок, правильнее - смесь песка, битума и пластовой воды, перевозится на специальный завод для переработки.

На этом заводе осуществляется цикл технологических процессов по отделению песка от битума и воды путем обработки горячей водой с добавлением растворителей при температуре 60-70оС с последующим перемещением для сепарации песка через циклон.

Далее битум отделяется от воды путем гравитационного отстоя. Такие заводы часто совмещают с установками первичной переработки битума так называемыми апгрейдерами (Upgrader). При этом значительный объем работ и затрат связан с переработкой и последующей транспортировкой малоценных продуктов - элементарной серы, кокса. Полученная в результате синтетическая нефть может далее смешиваться с обычной нефтью и транспортироваться по трубопроводным коммуникациям до обычных НПЗ.

Шахтная разработка нефтяных месторождений достаточно широко и давно известна, также как и добыча битума открытым способом. Исторический опыт разработки месторождений легкой нефти шахтными методами в ряде стран мира показывает возможность достижения коэффициента нефтеизвлечения до 60%.

Опыт шахтной добычи тяжелой нефти наиболее продолжителен в России, где в конце 30-х годов 20 в. на территории Республики Коми началось строительство шахт для разработки Ярегского месторождения тяжелой нефти.

Для условий Горского и Ашальчинского месторождений битума Татарстана также рассматривались варианты разработки с применением шахтного метода.

Крупным недостатком этой технологии является опасность для работающих - необходимость работать в шахтных условиях со всеми вытекающими из этого опасностями окружающей среды для работающих, и высокой опасностью взрыва смеси углеводорода и воздуха в шахтных условиях.[4]

Заключение

На мой взгляд, осуществление комплекса «добыча + переработка + реализация продуктов переработки» и льготное налогообложение должно быть основным направлением работ уже сегодня.

В настоящее время ОАО "Татнефть" для увеличения мощности котельной на Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти (природный битум) приобретет еще четыре котла производства ОАО "Бийский котельный завод" (Алтайский край). Таким образом, ее мощность будет увеличена с 50 тонн пара в час до 150 тонн.

Решение принято в связи с вводом в эксплуатацию новых скважин на месторождении и увеличением потребности в паре. Вступившая в строй в декабре 2011 года котельная, в которой установлены два котла Бийского завода, и ранее закупленная блочно-модульная "Амелин" канадского производства сейчас вышли на полную мощность, сообщает ИА "Татар-информ".

На Ашальчинском месторождении сегодня пробурено 20 пар скважин и одна пароциклическая.. Суммарная ежесуточная добыча составляет около 500 тонн нефти. Интересен факт, что количество пара нагнетаевомого на пласт равно годовому потребления пара в городе Альметьевске.

Планируется закупить еще одну наклонную буровую установку.

Государство идет на встречу ОАО «Татнефть» при разработке Ашальчинского месторождения. На сегодняшний день имеются налоговые льготы. Снижена экспортная пошлина. На ближайшие 10 лет правительство разрешило оплачивать всего лишь 10 процентов от назначаемого государством налога. Оставшаяся часть денег остается у ОАО «Татнефть» и идет на развитие паротеплового метода. Закачивается 50 тонн пара в сутки. И это непрерывно. Сейчас, для того чтобы сбить вязкость требуется удлинить цепь углеводорода путем внедрения атома водорода. Проблема заключается в том, что атом водорода можно получить либо из воды, либо из газа. В случае внедрения атома водорода нефтяники получат маловязкую или по другому синтетическую нефть. Но это уже вопрос коммерциализации нефти.

Битум является не только альтернативным источником углеводородного сырья, но и основой таких видов продукции как: низкозамерзающие масла, лаки, краски, смолы и т. д. Интересен тот факт, что из добытого битума можно извлечь до шестнадцати полезных компонентов, включая ванадий и никель. Однако получение всего этого комплекса связано с высокими технологиями и дорогостоящим оборудованием.

Наряду с природными битумами ценным сырьём являются битумосодержащие породы. В РТ существует устойчивый дефицит практически всех компонентов, используемых при строительстве дорог - щебня, гравия, песка, а в особенности органического вяжущего материала. Битум же может стать хорошей сырьевой базой для строительства дорог РТ.

Таким образом, промышленное освоение месторождений природных битумов и битумоносных пород - сложная научно-техническая и народнохозяйственная проблема XXI века.

Список использованной литературы

1. Буслаев В.Ф., Ягубов З.Х., Цхадая Н.Д, Коноплев Ю.П., Термошахтная разработка нефтяных месторождений [текст] / - М.: Недра - Бизнесцентр, 2006. - 292 с.

2. Р.Р. Ибатуллин, курс лекций «Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений» «ТатНИПИнефть» [рисунок] / вся статья.

3. Норман Дж. Хайн «Геология, разведка, бурение и добыча нефти» [текст] / Олимп-бизнес, Москва 2008 192 с, 516 с.

4. Нухаев М.Т., Шандрыгин А.Н. Тертычный В.В. (Научно-исследовательский центр компании «Шлюмберже») Разработка залежей тяжёлой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа (SAGD) [текст] // Нефтяное хозяйство, -2006.-№7.-С.92-96.

5. Рузин Л.М., д.т.н. (Ухтинский гос. Технический университет). Инновационные направления разработки залежей высоковязких нефтей и битумов. [текст] // Нефтяное хозяйство, -2012.-№1.С.70-73.

6. Лилия Сабирова. Статья: «Прирост запасов нефти возможет за счет освоения битумных залежей» / «ТатНИПИнефть» от 8 сентября 2005 г. 1-3 стр.

7. Успенский Б.В. Геолого-геохимические основы освоения битумных месторождений Среднего Поволжья [текст] / Б.В. Успенский, А.З. Бадамшин, Г.А. Ильина, Н.П. Лебедев. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 1988. - 148 с.

8. Успенский Б.В., Геология месторождений природных битумов Республики Татарстан [текст] / Б.В. успенский, И.Ф. Валеева. - Казань: Изд-во ООО «ПФ»Гарт», 2008. - 348 с.

9. Butler R.M., G.S., McNab, and H.Y. Lo: Theoretical Studies on the

Gravity Drainage of Heavy Oil During In-Situ Steam Heating, Canadian Journal of Chemical Engineering, 1981, pp.455-460.

10. Butler R.M., Stephens D.I.: The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells", J. of Can. Petrol. Tech., 1981, 20 (2), 90-96

11. Butler R.M. New interpretation of the meaning of the exponent "m" in the gravity drainage theory for continuously steamed wells. AOSTRA J of Res., 1985, 2 (1), pp.67-71.

Размещено на Allbest.ru