USD 71.2298

+0.35

EUR 80.2689

-0.14

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.26

+0.05

AИ-95 47.33

+0.05

AИ-98 52.88

+0.01

ДТ 47.8

+0.02

13 мин
99
0

Высоковязкие нефти и природные битумы: государственное участие в повышении эффективности разработки месторождений

Проблема освоения нетрадиционных видов углеводородного сырья, к которым относятся и природные битумы, является крайне актуальной особенно для старых нефтедобывающих регионов с высоким промышленным потенциалом, развитой инфраструктурой и высококвалифицированными кадрами. Какая роль должна быть отведена государству в вопросе повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов?

Природные битумы - полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязко-пластичном состояниях. Они, как и битуминозные породы – ценное многоцелевое сырье для многих отраслей промышленности. Для ТЭК – это дополнительный источник углеводородного сырья. Строительная промышленность использует их как компоненты асфальтобетонных смесей и ЛКМ. В металлургической отрасли - попутные металлокомпоненты.

По оценке Организации Объединенных Наций, мировые геологические ресурсы природных битумов составляют примерно 260 млрд т, а их извлекаемые ресурсы в 70 млрд т, из которых около 70% находятся в Канаде.

Относительно географии запасов высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) следует отметить то, что бассейны с этими углеводородами распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский. Исключение составляет ЕнисейскоАнабарский бассейн с ВВН, который находится в Восточной Сибири. На территории этих бассейнов содержится большое количество месторождений труднодобываемого сырья.

Из них можно выделить наиболее известные, изученные и разрабатываемые месторождения, такие как: Усинское и Ярегское (Республика Коми), Гремихинское, Мишкинское, Лиственское (Республика Удмуртия), Южно- Карское, Зыбза-Глубокий Яр, Северо-Крымское (Краснодарский край), Ашальчинское и Мордово-Кармальское (Республика Татарстан).

Основные месторождения ПБ располагаются на внешних бортах мезозой-кайнозойских краевых прогибов, примыкающих к щитам и сводам древних платформ (Канадский, Гвианский щиты, Оленекский свод). Месторождения могут быть пластовые, жильные, штокверковые.

Пластовые месторождения (до 60 м) охватывают нередко многие тысячи квадратных километров (Атабаска, Канада).

Жильные и штокверковые месторождения формируются на путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции (Харбол, Авгамасья) достигают длины 3,5 км при мощности продуктивного коллектора 20-80 м и прослеживаются до глубины 500 м.

Покровные залежи образуются за счет излившихся на поверхность нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).

Природные битумы генетически представляют собой в различной степени дегазированные, потерявшие легкие фракции, вязкие, полутвердые естественные производные нефти (мальты, асфальты, асфальтиты). Кроме повышенного содержания асфальтено-смолистых компонентов (25-75% мае.), высокой плотности, аномальной вязкости, обусловливающих специфику добычи, транспорта и переработки, ПБ отличаются от маловязких нефтей значительным содержанием серы и металлов, особенно пятиокиси ванадия (V2 O5) и никеля (Ni) в концентрациях, соизмеримых с содержанием металлов в промышленных рудных месторождениях в России и за рубежом.

Наиболее обогащены указанными компонентами ПБ месторождения Волго-Уральской провинции. Так, в битумах (мальта-высокосмолистая нефть) содержание серы достигает 7,2% мае., a V2О5 и Ni соответственно 2000 г/т и 100 г/т. В асфальтитах Оренбуржья концентрация серы 6-8% мае., a V2 O5 и Ni соответственно 6500 г/т в 640 г/т.

Таким образом, месторождения природных битумов необходимо рассматривать не только как источник мономинерального сырья для получения только нефти и продуктов ее переработки, а, прежде всего, с позиций поли-компонентного сырья.

В России основные перспективы поиска ПБ связаны с породами пермских отложений центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Как раз на той территории, где запасы обычной нефти выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России.

Почти 36% запасов ПБ России находятся на территории Татарстана, который по этому показателю занимает ведущее место в стране. Большая часть скоплений битумов в пермских отложениях республики приурочена к пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые (плотность 962,6-1081 кг/м3), высоковязкие (до десятков и сотен тысяч мПа-с), высокосмолистые (19,4- 48,0%) и сернистые (1,7-8,0%).

Битумная часть пермских отложений представляет собой сложнопостроенную толщу карбонатных и терригенных коллекторов, образующих природные резервуары с широким диапазоном коллекторских свойств.

В мировом прогнозе энергетики предусматривается значительный рост производства тяжелой нефти и битумов, в частности в Канаде. В действительности тяжелая нефть и битум создают весьма значительную ресурсную базу, вполне пригодную для разработки. По максимальным оценкам, запасы тяжелой нефти и битумов в мире составляют 6 трлн баррелей, из которых 2 трлн баррелей относится к категории извлекаемых. Несмотря на значительные разведанные запасы тяжелых нефтей и ВВН, Россия в настоящее время является страной с «замороженными» возможностями в решении проблемы их освоения.

Если ВВН рассматривать как источник востребованных в мире топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), за счет ввода их в разработку Россия ежегодно могла бы дополнительно добывать 25-30 млн т.

По данным различных исследователей в России находится от 30 до 75 млрд т прогнозных ресурсов ПБ всех типов, освоение которых без инновационных подходов практически невозможно, даже если их значительные ресурсы залегают в благоприятных регионах с довольно развитой инфраструктурой, как, например, в Татарстане.

Проблема их освоения актуальна как для республики Татарстан, так и для других регионов Российской Федерации.

По международной классификации тяжелых нефтей и ПБ часть месторождений ПБ в РТ можно отнести к тяжелым нефтям. ПБ РТ залегают на глубине до 400 м, они представляют собой окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции с высоким содержанием серы (3,7-7%), масел (5,8-88%), смол (8,7-57%), асфальтенов (3,3-61%), ванадия (до 0,08%), никеля (до 0,024%).0громные значения вязкости углеводородного сырья (УВС) в пермских отложениях республики Татарстан, и пользуясь международной классификацией, позволяют отнести эти запасы и ресурсы к ПБ.


Таблица 1 Международная классификация тяжелых нефтей и битумов

Класс

Нефть (вязкость <10Па-с)

Битумы (>10Па-с)

обычная

средняя

полутяжелая

тяжелая

экстратяжелая

Плотность, кг/м3

<904

904-934

934-966

966-1000

>1000

>1000

Содержание асфальтенов, %

-

-

7-2

15-6

27-7


Проблема освоения нетрадиционных видов УВС, к которым относятся ПБ, является крайне актуальной особенно для старых нефтедобывающих регионов с высоким промышленным потенциалом, развитой инфраструктурой и высококвалифицированными кадрами. Для Татарстана стоит задача сохранения и развития экономического потенциала, связанного с ПБ, и максимально возможным извлечением сопутствующих ценных компонентов.

Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при их эффективной добычи. Более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть.

Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемых значений коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воз-действия.

Одним из таких методов может стать парогравитационный дренаж (SAGDI), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. Технология требует бурения двух горизонтальных скважин (ГС), расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и тем самым обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину.

Начиная с 1978 г. полигоном для отработки скважинного способа добычи ПБ стали два месторождения: Мордово-Кармальское и Ашальчинское.

В результате анализа опытно-промышленных работ (ОПР) на этих месторождениях, создания и отработки технологий, техники добычи ПБ были сформулированы основные положения стратегии освоения месторождений ПБ: размещение скважин в продуктивном пласте по площадной обращенной схеме; циклическое и площадное воздействие на продуктивный пласт термохимическими методами.

В 2001 г. по заданию Кабинета Министров РТ была разработана «Программа освоения ресурсов природных битумов Республики Татарстан», направленная на ускорение ввода в промышленное освоение богатейших ресурсов ПБ с созданием опытно-промышленных участков с замкнутым циклом, обеспечивающим весь комплекс работ по промышленному использованию этого ценнейшего химического сырья, включая его переработку и получение товарной продукции.

Решение технологических задач предполагалось посредством ОПР и внедрением инновационных технологий. Предложены схемы разработки ГС:

  • с использованием двух параллельных стволов, расположенных параллельно друг к другу по напластованию;

  • со сквозным стволом, при этом один ствол может быть использован в качестве нагнетательной, а другой - добывающей скважин;

  • пробуренных с одной площадки в радиальных направлениях.

В республике выявлено более 450 месторождений и залежей сверхвязкой нефти, из которых на баланс Государственного комитета по запасам поставлено 27 залежей с запасами 137 млн тонн балансовых и 49 млн тонн извлекаемых. Сдерживающим фактором в освоении этих залежей в России является отсутствие апробированных высокоэффективных технологий добычи и оптимальных способов транспортировки и переработки сырья.

В ОАО «Татнефть» в последние годы проводятся опытные работы по добыче сверхвязких тяжелых нефтей современными тепловыми методами.

На Мордово-Кармальском месторождении реализована горизонтальная технология по первой схеме. ГС позволили повысить дебит добывающей скважины за счет увеличения площади дренирования и за счет повышения охвата вытеснением. Дебит скважины достигал 12 т/сут, в настоящее время ГС работает в пароциклическом режиме с дебитом 6,4 т/сут.

Опытно-промышленная разработка Ашальчинского месторождения с использованием модифицированной технологии паротеплового воздействия через двухустьевые ГС начата в 2006 г. К настоящему времени пробурены 3 пары горизонтальных скважин с выходом на поверхность, длина горизонтального ствола 200-400 м, глубина залегания продуктивного горизонта 70-80 м от поверхности земли и 6 пар без выхода на поверхность с импортной наклонной буровой установки.

Внедрение технологии парогравитационного режима в трех парах ГС Ашальчинского месторождения показало перспективность работ: ГС дают до 20 т/сут, т.е. в 8-10 раз больше нефти, чем вертикальные скважины.

В административном отношении залежь ВВН Ашальчинского поднятия расположена в Альметьевском районе РТ в 60 км северо-западнее от г.Альметьевск. Залежь открыта в 1972 г. До 2007 г. залежь на государственном балансе числилась как битумная. Промышленная нефтеносность установлена в песчаной пачке шешминского горизонта (пласт P2ss) уфимского яруса верхнего отдела пермской системы (табл. 2). Пробуренный фонд Ашальчинского поднятия составляет 102 скважины, из которых в эксплуатации перебывало только 18 скважин. Накопленная добыча нефти - 22,8 тыс. т, жидкости добыто 170,3 тыс. т. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) 0,002 доли ед.

Таблица 2 Геолого-физические характеристики продуктивного пласта

Параметры

Пласт P,ss

Средняя глубина залегания, м

81,2

Тип залежи

массивная

Тип коллектора

поровый

Площадь нефтеносности, тыс/м2

6196,65

Средняя общая толщина, м

20,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

15,8

Пористость, %

31,6

Весовая нефтенасыщенность пласта, %

9,3

Проницаемость, 10"3 мкм2

2660

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,94

Расчлененность, ед.

1,49

Начальная пластовая температура, °С

8,0

Начальное пластовое давление, мПа

0,44

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

12206

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0,965

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3

0,956

Содержание серы в нефти, %

3,98

Содержание парафина в нефти, %

0,288

Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3

1002,9

Геологические запасы, млн т

10,2

Извлекаемые запасы, млн т

3,6


Учитывая результаты ОПР эксплуатации залежей ВВН в Татарстане, положительный опыт разработки участка Ашальчинской залежи парными ГС, а также мировые тенденции развития технологий разработки ВВН, проектом предусмотрена разработка Ашальчинского месторождения по комбинированной системе:

• участки залежи с нефтенасыщенной толщиной более 15 м разбуриваются парными ГС, размещенными в продуктивном пласте одна под другой. Всего предусматривается бурение 29 пар. В соответствии с технологией две ГС размещаются на расстоянии 5-6 м строго одна над другой. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, который поднимается к кровле пласта, образуя «камеру» и разогревая вязкую нефть. Различие плотностей пара и углеводорода способствует стеканию нефти к основанию паровой «камеры» и вместе с конденсатом пара - в зону отбора ГС, расположенной ниже нагнетательной. Расширение объема паровой «камеры» происходит до тех пор, пока подвижная нефть и конденсат отбираются у ее основания. Эффективность применения парогравитационной технологии ограничена толщиной нефтенасыщенного пласта - с уменьшением последней растут тепловые потери в кровлю и подошву продуктивного пласта и снижается гравитационный эффект;

• в пределах нефтенасыщенной толщины 6-15 м разбуривание проводится одиночными в вертикальном разрезе 39 ГС. В начальный период эксплуатации все скважины подвергаются пароциклическим обработкам, при достижении тепловой и гидродинамической связей переходят на площадную закачку пара по однорядной системе, при которой нагнетательные и добывающие скважины чередуются;

• в краевых зонах с нефтенасыщенной толщиной 3-6 м предусмотрено бурение 69 вертикальных скважин по сетке 100x100 м, эксплуатируемых пароциклическим методом. Бурение ГС в этой зоне не эффективно, т.к. в периферии залежи ВВН отсутствует основная зона коллекторов с наилучшими фильтрационно-емкостными свойства-ми, песчаная пачка сложена более плотными сцементированными песчаниками с пониженной нефтенасыщенностью;

• бурение 44 вертикальных оценочных скважин для проектирования траектории бурения скважин с горизонтальным участком ствола. Проекты с использованием тепловых методов воздействия на пласт требуют тщательного мониторинга изменений в пласте и параметров работы скважин для регулирования разработки залежи. Для этих целей вертикальные оценочные скважины в дальнейшем будут использоваться в качестве контрольных.

Максимальная добыча нефти будет достигнута к 2015 г. и будет удерживаться на уровне более чем 290 тыс. т нефти в год в течение 5 лет при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) около 8%. За весь срок раз-работки будет отобрано 3,7 млн т нефти и 31,5 млн т жидкости. В продуктивные горизонты будет закачано 16,1 млн т пара и 0,7 млн т горячей воды. Закачка пара будет производиться парогенераторными установками суммарной производительностью 157,5 т/ч (без учета резерва). Конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,365 доли ед. Проектный срок разработки залежи Ашальчинского поднятия составит 27 лет. Общий пробуренный фонд - 302 скв.

Технико-экономическая оценка эффективности разработки Ашальчинского месторождения ВВН выполнена при условии реализации 60% добытой высоковязкой нефти на дальнее зарубежье. При расчете инвестиций в раз-работку стоимость 1 шт. парогенератора Amelin принята по фактическим данным на уровне 38,5 млн руб.

Эксплуатационные расходы на добычу нефти определены по удельным нормативам на основе представленной прогнозной сметы затрат по НГДУ «Нурлатнефть».

Экономическая оценка проектных решений показывает, что в заданных условиях при действующей на-логовой системе (ДНС) проект является экономически неэффективным: дисконтированный поток наличности имеет отрицательное значение, индекс доходности затрат меньше единицы, вложенные инвестиции не окупаются.

С целью определения возможностей реализации проекта разработки месторождения ВВН применена льгота в соответствии с распоряжением Правительства РФ № 700 от 03.05.2012, на основании которой проект разработки ВВН попадает в четвертую категорию с запасами трудноизвлекаемой нефти. По данной категории сроком на 10 лет вводится пониженная ставка вывозной таможенной пошлины в размере 10%.

Результаты экономической оценки рекомендуемого варианта разработки при ДНС и с учетом льготирования по распоряжению Правительства РФ № 700 приводятся в табл. 3. Видно, что при условии реализации распоряжения Правительства РФ, проект становится экономически рентабельным. Дисконтированный поток наличности за расчетный период составит 0,5 млрд руб., дисконтированный доход государства - 5,2 млрд руб. Внутренняя норма рентабельности составит 12,6%, а индекс доходности инвестиций - 1,1 ед., капитальные вложения окупятся в течение 10 лет. Дополнительно только в нефтедобыче создается 207 новых рабочих мест.

В Российских условиях для развития разведки и разработки месторождений ВВН и ПБ необходимо принятие Закона «О природных битумах» с обязательным государственным финансированием фундаментальной науки и начала производственных работ, а также комплексом мер государственной поддержки, не ограничиваясь распоряжением Правительства РФ № 700.



Статья «Высоковязкие нефти и природные битумы: государственное участие в повышении эффективности разработки месторождений» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, 2012)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus