Высоковязкая и тяжелая нефть в балансе запасов углеводородов РФ

Введение

В настоящее время добыча углеводородных энергоносителей, по оценкам некоторых исследователей, находится на пороге качественного преобразования структуры запасов [1]. Это связано с тем, что фонд общемировых запасов нефти, в том числе и Российской Федерации, изменяется в своем наполнении. Прежде всего такой процесс связан с постоянным ростом доли так называемых “трудноизвлекаемых” запасов.
Трудноизвлекаемые запасы нефти (ТИЗ) – это запасы залежей, месторождений, объекта разработки, или их части, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания и физическими свойствами нефти. Для эксплуатации месторождений с ТИЗ требуются повышенные затраты материальных, денежных средств, специфичные технологии, специальное оборудование, реагенты и материалы. В свою очередь темпы извлечения, коэффициенты нефтеотдачи, и результативность экономической эффективности добычи трудноизвлекаемых нефтей существенно ниже показателей для залежей с нормальной нефтью [2].
Основная часть месторождений с ТИЗ приурочена к низкопроницаемым коллекторам (71 %), к категории месторождений с высоковязкими и тяжелыми нефтями (17 %), к подгазовым зонам нефтегазовых залежей (12 %) [3]. Только применение передовых и новых методов добычи позволяет начать разработку данных месторождений.
Между тем при освоении запасов высоковязких и тяжелых нефтей требуется значительно больше внимания, поскольку кроме совершенствование процесса добычи, для них важным является выработка решений по их транспортировке. Причем для обеспечения наибольшей эффективности, технологический процесс добыча-транспортировка должны быть органически связаны, и обладать простотой интеграции в существующую систему топливно-энергетического комплекса.

1. ВЫСОКОВЯЗКАЯ И ТЯЖЕЛАЯ НЕФТЬ В БАЛАНСЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ РФ

Впервые в России значение параметра вязкости и плотности, как качественные характеристики запасов нефти стали применяться в 70-х 80-х годах прошлого века. В этот период в мире данная практика уже была сложившейся традицией, и данные параметры являлись основными классификационными признаками для нефтей [4].
Современная российская классификация нефтей, применяемая для подготовленных к транспортированию по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом не учитываем параметр вязкости, а разделяет нефти только по плотности [5]. Классификация нефтей по вязкости отражена только в классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов [6].
По ГОСТ 31378-2009 по плотности при температуре 20 0С выделяются нефти: особо легкая (до 830 кг/м3), легкая (830,1- 850 кг/м3), средняя (850,1 - 870 кг/м3), тяжелая (870,1 - 895 кг/м3), битуминозная (более 895 кг/м3).
По вязкости выделяют: с незначительной вязкостью (до 5 мПа·с), маловязкие (5 - 10 мПа·с), с повышенной вязкостью (10 - 30 мПа·с), высоковязкие (более 30 мПа·с).
Высоковязкая и тяжелая нефть занимает значительную долю в структуре нефтяных запасов Западной Сибири и Волго-Уральского региона (рис.1). Например, в Татарстане доля высоковязкой и тяжелой нефти превышает 35%, в Пермском крае - 58%, в республике Удмуртия — 83%. В Ульяновской области практически весь фонд месторождений представлен исключительно тяжелыми высоковязкими видами нефти.
В целом запасы четырех уникальных месторождений - Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское и Русское, формируют 47 % запасов высоковязкой и тяжелой нефти России, что в количественном отношении составляет 2,8 млрд. тонн (таб.1). Запасы крупных месторождений высоковязкой и тяжелой нефти оцениваются в 1,3 млрд, тон, что составляет 21 %. Суммарная доля в общих запасах уникальных и крупных месторождений составляет около 68 % от общих запасов высоковязкой и тяжелой нефти. Доли средних и мелких месторождений соответственно равны 19 % - 1,190 млрд, тонн и 13 % - 826 млн. тонн. Поэтому вполне очевидно, что разработка уникальных и крупных месторождений высоковязкой и тяжелой нефти обладает значительной перспективностью.


Рисунок 1 - Распределение высоковязких нефтей по субъекта России [7]

Таблица 1 – Запасы крупнейших месторождений с тяжелой и вязкой нефтью
Месторождения Остаточные запасы А+В+С , млрд, т
Ван-Еганское
1,294
Северо-Комсомольское 0,700
Усинское 0,601
Русское 0,299
Ярегское
0,137
Аксубаево-Мокшинское
0,075

Как показывает анализ распределения запасов, основная часть высоковязкой и тяжелой нефти в объеме около 4 млрд. тонн (64 % от общих запасов), приурочена к терригенным коллекторам. Объем запасов, приуроченных к карбонатным коллекторам составляет 2,3 млрд. тонн (36 % от общих запасов). Свыше 86 % залежей тяжелой и вязкой нефти залегают на глубинах от 1 км до 1,5 км. В административном распределении большинство месторождений находятся в Тюменской, Архангельской, Самарской областях, республиках Татарстан, Коми и Удмуртия [8].
Как известно, процесс выработки запасов нефти должен компенсироваться приростом запасов. Однако в условиях, когда нефтедобывающий регион относится к хорошо изведанным, выполнить прирост запасов невозможно по объективным причина. Поэтому, в качестве одного из резервов повышения нефтедобычи, для таких регионов как Тюменская область, республика Татарстан и республика Коми, рассматриватьсяВведение

в разработку месторождений и залежей с высоковязкой и тяжелой нефтью.
Следует понимать, что процесс освоения запасов таких месторождений, является чрезвычайно затратным. Поэтому для поддержания недропользователей правительство РФ разработало ряд мер, стимулирующего характера. Так при добычи высоковязкой нефти, применяются понижающие коэффициенты на ставку налога на добычу полезных ископаемых [9, 10]. Подобные методы стимулирования, позволили начать проработку вопросов масштабного освоения запасов месторождений высоковязких нефтей, которые длительное время находились за пределами коммерческих интересов нефтедобывающих компаний.


2. МЕТОДЫ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ И ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ

Существуют различные методы разработки залежей высоковязких и тяжелых нефтей и природных битумов, которые отличаются технологическими подходом и экономическими характеристиками. Применение той или иной технологии обуславливается как геологическим строением и условиями залегания пластов, так и физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием выработки запасов, климатическими условиями и т д.
Условно все методы можно подразделить на три группы, которые неравноценные по объему внедрения, но одинаково успешно применяются в практике нефтедобычи [11]:
1) карьерный и шахтный способы разработки;
2) так называемые «холодные» способы добычи;
3) тепловые методы добычи.
Карьерный метод разработки предполагает извлечение насыщенной нефтью породу открытым способом. В силу этого возможность применения данного метода ограничена глубиной залегания продуктивных пластов до 50 м. При карьерном методе разработки объем капитальных и эксплуатационных расходов на месторождении невелики, и основной объем затрат приходится на выполнение работ по извлечению из породы углеводородов. Данный метод обладает исключительно высоким коэффициент нефтеотдачи который составляет 65 до 85%, что в несколько раз больше чем традиционная скважинная разработка месторождений легкой и маловязкой нефтью.
Шахтная разработка месторождения может выполняться в двух модификациях: очистная шахтная и шахтно-скважинная Очистной-шахтный способ применяется только до глубин 200 м, и имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи до 45%. При этом методе, аналогично карьерному методы, из шахты извлекается насыщенная порода, которая потом проходит процедуру поступает на углеводородную экстракцию. Данный метод связан с большим объемом проходки по пустым породам, что снижает его рентабельность. В настоящее время этот метод экономически эффективен только при наличии в породе на ряду с углеводородами ещё и редких металлов.
Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах - до 400 м. В силу большого количества бурения по пустым породам, данный метод имеет более низкий коэффициент нефтеотдачи. Соответственно для его повышения и обеспечения более полной выработки запасов в шахтно-скважинном методе активно применяют паротепловое воздействие. Поэтому часто данный метод называется как термо-шахтный. В таком выполнении метод применяется на глубинах до 800 м, и достигает коэффициента нефтеизвлечения до 50%. Самым известным мировым примером шахтно-скважинной разработки залежей нефтей является разработка Ярегского месторождения.

а) очистная-шахтная разработка б) шахтно-скважинная разработка
Рисунок 2 – Шахтный способ добычи нефти
К «холодным» методам добычи тяжелой и высоковязкой нефти может быть отнесен так называемый метод «CHOPS» [11]

. Он реализация предполагает извлечение нефти вместе с песком, что достигается за счет целеноправленного разрушения коллектора. В результате этого в пласте формируются условия, благоприятствующие для совместного течения смеси нефти и песка. Применение данного метода не предполагает больших капитальных инвестиций и эксплуатационных расходов. Однако коэффициент нефтеотдачи при применении данного метода оценивается как 10 % - 15 %.
К числу «холодных» методов добычи так же относятся методы с применением растворителей. Наиболее известна модификация данного метода – VAPEX [12]. При его использовании предполагается использование двух близко пробурённых горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю скважину, в зоне её влияния нефть за счет диффузии в нее растворителя начинает разжижаться. В результате действия гравитации нефть начинает стекать вниз, в зону отбора нижней скважины. Вместе с растворителем, для усиления эффекта подается подогретая вода, или пар. Коэффициент извлечения нефти при добычи данным методом достигает 60%, однако темпы извлечения чрезвычайно низкие.


Рисунок 3 - Метод VAPEX
Тепловые методы разработки в зависимости от метода подачи тепла в продуктивный пласт принято объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС), закачка в пласт теплоносителей - пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение) [11].
Внутрипластовое горение выполняется частичным сжиганием нефти и тяжелых ее составляющих непосредственно в продуктивном пласте. Очаг горения, инициируемый глубинными устройствами в продуктивном интервале, продвигается и развивается по пласту за счёт нагнетания воздуха в пласт. Благодаря горению, в пласте происходит нагрев до температуры 500 - 700 °С. Это приводит к уменьшению вязкости нефти, и переходу в расплавленное состояние таких её компонентов как парафины и асфальтены. Коэффициент извлечения нефти при применение данной технологии оценивается от 15 % до 45 %.
1 — выжженная зона:
2 — зона фильтрации воздуха и испаренной воды;
3 — зона и фронт горения;
4 — паровая зона;
5 — зона конденсации и горячей воды;
6 — нефтяной вал (температура близка к первоначальной);
7 — газы горения
Рисунок 4 – Схема внутрипластового горения
Паротепловая обработка призабойной зоны заключается в периодической закачки пара в добывающие скважины. За счет этого происходит разогрева призабойной зоны и снижения вязкости нефти на данном участке. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) может повторяться множество раз в течении разработки месторождения. В силу того, что паротепловому воздействию подвергается исключительно призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15-20%). Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа.
Закачка в пласт теплоносителей представляет собой неизотермическое вытеснение нефти теплоносителем. В этом случае разработка выполняется двумя типами скважин – теплонагнетательной и добывающей (рис.5). Увеличение нефтеотдачи достигается за счет уменьшения вязкости нефти в результате растворения и переходом в жидкое асфальто-парафинистых компонентов. Постоянная закачка теплореагента в по всей мощности продуктивного пласта, способствует значительному улучшению охвата метода и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д. Коэффициенте извлечения нефти при данном методе достигает 35% - 55 % [13].

Рисунок 5 – Закачка в пласт теплоносителая
В настоящее время существует значительный арсенал методов разработки месторождений тяжелой и высоковязкой нефти. Конечно эти методы предполагают более высокие затраты на реализацию чем технологии традиционной скважинной добычи. Однако в ряде случаев, разработка месторождений с высоковязкой и тяжелой нефтью сопряжена с коэффициентами нефтеотдачи которые превышают скважинную добычу легких и маловязких нефтей.
Таким примером может быть Ярегского месторождение нефти, единственное месторождение в России где успешно реализуется технология шахтно-скважинной разработки.


3. ТЕРМОШАХТНАЯ ДОБЫЧА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ЯРЕГСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
В административном отношении Ярегское месторождение расположено на территории, подчиненной муниципальному образованию городского округа г. Ухта Республики Коми, к юго-западу от города на расстоянии 25 км по автомобильной и 18 км по железной дорогам. Начальные геологические запасы месторождения в границах действующих нефтешахт составляют 82773 тыс. тонн.
На Ярегском месторождении промышленная залежь III пласта D3dzr-D2ef имеет значительные размеры и сложное строение. Протяженность залежи с северо-запада на юго-восток составляет 36 км. ширина – 3,3-5,4 км. Общая площадь нефтеносности пласта III составляет 127 км2. Плотность нефти в пластовых условиях равна 933 кг/м3. Дегазированная нефть имеет плотность 0,945 г/см3 при стандартных условиях. Вязкость нефти пласта в стандартных условиях составляет 3600 мПа ∙ с. Нефть содержит смол селикагелевых 20,6 %, асфальтенов 1,24-3,79 %, парафинов 0,43 %, серы 0,9-1,48 % [14].
В 1937 г. было начато строительство первой нефтяной шахта, а с 1939 г. началась непосредственно шахтная добыча на естественном режиме истощения. К середине 50-х годов прошлого века на месторождении были построены три нефтешахты.
В целом, за весь период эксплуатации месторождения можно выделить три этапа, которым свойственны разные системы разработки.
Первый этап - с 1939 по 1954 г. характеризуется разработкой шахтных полей по ухтинской системе. Сущность данной системы заключается в том, что с надпластового горизонта, расположенного на 10 - 30 м над кровлей продуктивного пласта, осуществлялось разбуривание по плотной сетке скважин. Бурение скважин осуществлялось кустами из буровых камер. Расстояние между камерами составляло 50 м. Количество скважин в кусте достигало 15, а их длина до 60 м. Расстояние между забоями соседних скважин составляло 15 - 35 м. В силу того, что разработка выполнялась на режиме естественного истощения нефтеизвлечение составило около 4 - 6 %.

а – план; б – разрез; 1 – полевой штрек; 2 – буровая камера; 3 – добывающая скважина; 4 – нефтяной пласт; 5 – надпластовые породы.
Рисунок 6 - Принципиальная схема ухтинское системы разработки
Второй этап - с 1954 по 1974 г. был связан с тем, что вполне очевиден стал провал принятых ранее решений. Поэтому модернизация системы разработки была выполнена с учетом внедрения уклонно-скважинной системы. При этой системе из галереи горной выработки, расположенной в кровле, продуктивнй пласт разбуривается полого-нисходящими скважинами длиной до 280 м с расстояниями между забоями 15 - 20 м. Данный метод уже на начальном этапе своего внедрения показал низкое нефтеизвлечение, в районе 4-8 %. Поэтому в полном объеме он не был реализован на месторождении. Так же на этот период пришлись открытия месторождений Западной Сибири, поэтому в течении некоторого времени работы на месторождении были свернуты.
Третий этап - с 1972 г. по настоящее время. Для него характерно реализация термошахтного способа разработки. Для этого фонд ранее пробуреных скважин был дополнен новыми, и была организованна скважинная система закачки теплоносителя в шахту. В самой шахте стали буриться добывающие горизонтальные скважины длинной до 300 - 400 м, из которых самоизвливом поступала нагретая нефть. Этот способ показал высокую технологическую эффективность. Нефтеизвлечение по оптытным участкам достигало 53,2 %, что на порядок выше, чем на предыдущих этапах.

а – план; б –разрез; 1 – уклонно-скважинный блок; 2 – галерея; 3-4 – откаточный и вентиляционный штреки; 5-6 – ходок и уклон в галерею; 7 – добывающие скважины;
8 – нефтяной пласт; 9 – надполастовые породы.
Рисунок 7 - Уклонно-скважинная система разработки
В 2009 г была составлена с концепция развития нефтедобычи на Ярегском месторождении, предусматривающей увеличение добычи нефти термошахтным способом на Ярегском месторождении к 2022 году до 1750 тыс. тонн, а к 2024 до 3500 тыс. тонн (табл.2). И в настоящее время технологические показатели разработки месторождения соответствуют ранее принятым решениям