Для борьбы с бактериальным заражением в пласты закачивают сильноминерализованные воды с добавлением в них бактерицидов ? химических реагентов, ядовитых для сульфатвосстанавливающих бактерий.

В целом для защиты окружающей среды от загрязнения пластовыми водами необходимо проведение следующих мероприятий: обеспечение глубокой очистки промысловых сточных вод; широкое применение антикоррозийных покрытий и химических реагентов для защиты от коррозии нефтедобывающего оборудования; полное использование получаемых на промыслах сточных вод в системе поддержания пластового давления; контроль за состоянием поверхностных вод и качеством сточных вод, используемых в системе поддержания пластового давления.

Глава 2. Анализ технологии и методов добычи нефти в России

2.1 Основные методы добычи тяжелой нефти в РФ

На сегодняшний день Россия добывает 0,5 миллиардов тонн нефти, что составляет десять процентов от мировой добычи, поэтому применение разнообразных методов, а также разработка и внедрение новых технологий разработки высоковязких, тяжелых нефтей и природных битумов является достаточно интенсивно развивающейся областью исследований в нефтедобыче. Ведь на ближайшие двадцать-двадцать пять лет добыча высоковязкой нефти для России станет основным объемом добычи природных углеводородов. Более того, на данный момент существуют и такие виды нефти, которые не разрабатываются ввиду их сложности залегания - в так называемых слабопроницаемых коллекторах. К таким видам нефти можно отнести сланцевую, матричную и другие виды [24].

Наиболее распространенными способами извлечения высоковязких, тяжелых нефтей являются метод обработки нефти при добыче катализаторами (разрежение вязкости в пласте) и частичная переработка непосредственно в пласте, так называемый метод внутрипластового горения, который, например, уже эффективно применяется на Карповском месторождении (рисунок 2.1).

Метод внутрипластового горения начал применяться еще в начале прошлого века не только для тяжелой, но и для легкой нефти в том числе, и основан на процессе сжигания нефти в самом пласте при закачке воздуха.

На сегодняшний день такими разработками не только по добыче, но совершенствованию данного метода, занимаются такие страны, как США, Индия, Румыния, Колумбия, Канада. В России же данными разработками занимаются такие компании, как «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Ритэк», «Зарубежнефть», а также институты ОАО ВНИИнефть, ГРУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ТГНУ, МГУ, СПБУ, Сколковский институт науки и технологии.

Рисунок 2.1 - Методы добычи тяжелой нефти

Классический метод внутрипластового горения заключается в нагнетании воздуха в пласт, при этом под воздействием кислорода воздуха возникает самопроизвольное горение (рисунок 2.2). Если же кислорода оказывается недостаточно и нефть не начинает гореть, то подключают использование химических реактивов для того, чтобы все физико-химические реакции горения углеводородов прошли. В месте осуществления процесса горения образуется зона подвижной нефти, которая вытесняется добывающей скважиной [25].

Рисунок 2.2 - Классический метод внутрипластового горения

Например, компания «Ритэк» для добычи тяжелой нефти применяет термогазовый метод, благодаря которому из пласта вытесняется всего 5-15% нефти. Однако, лабораторные испытания показали, что при температуре триста пятьдесят градусов и давлении двести атмосфер из одного кубического метра породы можно получить до восьмидесяти литров нефти и шестидесяти кубометров газа.

Термогазовый метод основан на вытеснении агентов СО₂, легких углеводородных фракций, азота и водяного пара посредством нагнетания в вертикальную скважину таких же газовых агентов или водовоздушной смеси, после чего начинается процесс вытеснения нефти и образующихся углеводородов (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - Термогазовый метод добычи тяжелой нефти

Основной особенностью данного метода добычи тяжелой нефти является то, что сама технология использует важные физические свойства пласта, характеризующиеся повышенным давлением и повышенными температурами. Данные свойства дают возможность полностью потреблять кислород, закачанный в скважину, обеспечивая таким образом высокоэффективную внутрипластовую генерацию вытесняющего агента, что в свою очередь дает высокий прирост нефтеотдачи [24] .

Так, исследования в данной области еще в восьмидесятые годы прошлого века подтвердили, что при закачке агента в пласт с температурой среды более пятидесяти градусов происходило практически полное потребление кислорода из воздуха и вытеснение большого количества тяжелой нефти. Дополнительное извлечение нефти достигало 30-40% и более от остаточных, после заводнения, запасов.

Методы внутрипластового горения и все его разновидности на сегодняшний день стоят на двадцать процентов дешевле по сравнению с другими методами, и имеют ряд преимуществ, однако, существует и ряд сложностей, по причине которых данный метод применяется не всеми компаниями по добыче нефти. К таким сложностям можно отнести:

- процесс является труднорегулируемым из-за высокой степени прорыва газов в добывающую скважину;

- отсутствует надежная аппаратура для отслеживания и контроля за процессом горения, а также распространением области горения;

- возникновение утечек рабочего газа при работе на небольших глубинах;

- возникновение стойких нефтеводогазовых эмульсий, которые тяжело поддаются первичной переработке;

- возникновение коррозии элементов оборудования из-за использования газов;

- потеря части нефти непосредственно в самом пласте (сгорание нефти);

- выделение высокотоксичных веществ при использовании данного метода и, как следствие, возникновение экологических проблем.

Существует еще один современный метод добычи тяжелой нефти - это метод парогравитационного воздействия с применением двух горизонтальных скважин и известная в мировой промышленности как технология SAGD [23] .

Данная технология основана на том, что пробуриваются две параллельные друг к другу горизонтальные скважины сквозь нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта (рисунок 2.4).



Рисунок 2.4 - Технология добычи тяжелой нефти SAGD

Скважины расположены в пяти метрах друг от друга, длина стволов достигает одного километра.

Для того, чтобы достичь высокой нефтеотдачи, в верхнюю скважину нагнетается пар с достаточно высокой температурой, благодаря чему вокруг образуется паровая камера и в течение нескольких месяцев происходит прогрев пластов с залежами высоковязкой нефти. Когда нефть нагревается, соответственно, становится более жидкой и появляется возможность откачать ее с помощью второй скважины.

Рост паровой камеры будет продолжаться до тех пор, пока не будет достигнута кровля пласта, а затем начнется ее расширение в стороны. Таким образом нефть всегда будет находится в контакте с паровой камерой, благодаря чему теплопотери будут минимальны, а добыча тяжелой нефти таким методом экономически выгодной.

Преимуществами данной технологии можно назвать:

- добыча до 75% нефти от всего запаса пласта;

- непрерывность процесса добычи;

- баланс между получением пара в условиях забоя и теплопотерями;

- высокий суммарный паронефтяной коэффициент.

Однако существуют и недостатки данного метода добычи тяжелой нефти:

- себестоимость добычи нефти тесно связан с себестоимостью выработки пара на производство;

- необходимость в большом источнике воды и качественной водоподготовке;

- необходимость разработки в более однородном пласте сравнительно большой мощности.

2.2 Особенности добычи нефти на шельфовых месторождениях и подводные технологии

Разработка и освоение месторождений глубоководного шельфа и Арктики сопряжена с целым рядом серьезных проблем.

Первая - климатическая. Даже на Каспийском море нефтяникам приходится решать проблему обледенения. Добычу предстоит вести в экстремальном температурном режиме. Кроме того, есть проблема ветров, сила которых достигает ураганной.

Вторая - технологическая. И разведка, и добыча полезных ископаемых в морях имеют свою специфику: месторождения часто залегают на значительной глубине, которая нередко превосходит обычную.

Нефтедобыча на морских нефтегазовых месторождениях характеризуется тем, что в данном случае никогда не применяется один из методов добычи нефти. Как правило, используется комплекс мер и технологий, сопровождающихся высокой степенью автоматизации и дистанционного управления оборудованием как у устьев подводных скважин, так и на поверхности.

Ввиду того, что разработка шельфовых месторождений, особенно в условиях Арктики, считалось на протяжении последних двадцати лет наиболее перспективной и многообещающей, исследования особенностей добычи нефти в данных условиях интенсивно рассматривались и развивались. Так, интересным представляется развития технологии оборудования подготовки и нагнетания флюидов в подводном исполнении, разработка многофазных нагнетателей и тепловых двигателей, то есть - так называемое подводное устьевое оборудование.

Если рассматривать данное оборудование как комплекс, то тут стоит отметить, что в этот комплекс входит все основное и вспомогательное оборудование, которое дает возможность связать разведочные скважины с буровыми установками и устьем скважины на дне моря, находясь при этом на плавучем основании.

Третья - транспортная. Необходимо обеспечить бесперебойную доставку добытых полезных ископаемых - с нуля, в условиях полного отсутствия инфраструктуры. Это требует оригинальных технологических решений - таких как, например, подводное сжижение газа. И наконец, экологический блок проблем. Экосистема морей, и в особенности Арктики, чрезвычайно ранима, она не испытывала воздействия человека ранее и не готова к нему. Поэтому необходимо крайне ответственно подойти к разработке запасов. Нужно использовать весь теоретический и практический запас, накопленный при разработке морских месторождений во всех частях мира.

Таким образом, глубоководные месторождения представляют многочисленные трудности с точки зрения разведки и добычи углеводородов: это и большие глубины, и шторма, и обледенение водной поверхности.

Компания «Шелл» разработала ряд технологий для решения сложных геологических задач при разработке шельфа, в их числе построение изображение на основе полного сейсмического сигнала, выполнение каротажа на морском дне, что позволяет получить более точную картину и снизить риски.

Другой технологией «Шелл», используемой на глубоководных месторождениях, являются подводные добывающие системы, которые позволили увеличить расстояние между головной платформой и новыми спутниковыми месторождениями. Буровое судно Bully Rig для шельфовых работ, разработанное специалистами «Шелл», отличается инновационным дизайном. Оно значительно меньше и гораздо эффективнее в эксплуатации, чем другие буровые суда со сходными характеристиками. Преимущества нового дизайна судна заключаются в значительном снижении расхода топлива, уровня выбросов, а также затрат на строительство судна и его эксплуатацию. Ряд инновационных технологических решений «Шелл» разработал на российском шельфовом проекте «Сахалин-2». Они включают утепленные модули на платформе «Моликпак», фрикционные скользящие сейсмоизолирующие опорные части на морских платформах, призванные защитить платформы в случае землетрясения большой силы.

Благодаря крупным нефтегазовым проектам, безусловно, происходит развитие местных квалифицированных кадров и предприятий. Так, на «Сахалине-2» свыше 70% сотрудников - российские граждане, а уровень участия российских компаний в денежном выражении приближается к 14 миллиардам долларов США [24].

В ближайшие годы альтернативные источники энергии не могут заменить нефть и газ. Но и дешевая, легкая нефть уходит навсегда. Месторождения в доступных районах, в регионах с развитой инфраструктурой вырабатывают свой ресурс. Новые открытия, как правило, содержат трудноизвлекаемую нефть. И все большее число месторождений во всем мире открываются в глубоководных районах или на морском шельфе.

Освоение этих месторождений - глобальный вызов, стоящий перед человечеством в начале XXI века. Вызов, сравнимый с промышленной революцией, освоением космоса, покорением атомной энергии. Проблема, полноценное решение которой силами одной нации вряд ли возможно. Точно так же, как и в создании отечественной автомобильной промышленности принимали участие европейцы и американцы. А российские космические технологии активно востребованы и на Западе, и на Востоке.

Такая синергия позволяет, с одной стороны, активно развивать и передавать технологии, чтобы все участники проекта использовали только передовые решения. С другой стороны - обеспечить беспрецедентную концентрацию ресурсов - в том числе и финансовых - на предельно важных, прорывных направлениях.

2.3 Наиболее перспективные технологии нефтедобычи

Ввиду того, что на сегодняшний день наиболее крупные нефтяные месторождения России находятся на стадии поздней разработки, а структура остаточных запасов нефти стремительно ухудшается, добыча нефти падает.

В таких условиях, а также в условиях обводненности добываемых углеводородов, остается перспективным добыча трудноизвлекаемых за счет своей высокой вязкости запасов нефти, пусть даже не столь высокими темпами, а лишь не более 20-30% по сравнению с традиционными. Стоит также отметить, что нефтеотдача пластов с тяжелой нефтью также невелика. Доля же активных запасов нефти в России на материковой части страны также небольшая и составляет всего около сорока пяти процентов от общего баланса запасов страны.

Основной и достаточно сложной перед нефтянниками стоит задача совершенствования, внедрения новейших технологий для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Существует несколько методов, способных посредством эксплуатации современной техники и технологий увеличить добычу нефти. К таким технологиям можно отнести:

1. Технология СПС - технология использования сшитых полимерных систем, которые имеют высокую упругость и не дают возможности пластовым водам проникать в промытые высокопроницаемые слои с аномально высоким темпом выработки запасов углеводородов. Данные системы используются в качестве тампонирования наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза. Таким образом, посредством увеличения градиента давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, а также изменения направления фильтрационных потоков в пласте, в процесс активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки пониженной проницаемости и обводненности, ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением.

В результате выполненных работ происходит увеличение охвата продуктивных пластов воздействием, что повышает добычу нефти.

2. Технология ГОС-1 - технология, основанная на использовании армированной гелеобразующей системы с композитными наполнителями. Данная технология является достаточно высокоэффективной и продуктивной. С помощью данного способа производят нагнетание в скважину сначала полимерную композицию, а затем продавливают в пласт специальной технической водой дисперсную фазу. Посредством выполнения данных действий каждый из компонентов закачиваемых растворов заполняет, закупоривает те слои нефтяного пласта, пористость которого ему подходит. Таким образом начинают работать другие, новые пропластки, в том числе и с трудноизвлекаемой нефтью.

3. Технология ГОС (ВУС) - технология с применением специальных вязкоупругих составов, очень схожа с технологией ГОС-1, однако при проникновении в поры пласта не просто происходит закупорка одних слоев и выработка других, а происходит образование гелей в водопромытых интервалах с очень большим диапазоном изолирующих и прочностных характеристик. Данный способ позволяет происходить процессу доотмыва нефти, находящейся в состоянии тонких пленок, из водопромытых интервалов и слоев, имеющих низкую проницаемость, что способствует увеличению добычи трудноизвлекаемой нефти.

4. Технология СПГ заключается в том, что в пласт закачивается последовательно водный раствор натриевого силиката, некоторых полимеров и соляной кислоты. В других случаях вместо соляной кислоты используют кальциевую соль соляной кислоты. Все эти вещества подаются в пласт путем продавливания оторочками воды. Непосредственно в пласте, а именно в водопромытых интервалах, образуется гель из силиката натрия в кислой среде. Таким образом происходит перераспределение потоков воды, которую закачивают в нефтяной пласт, и включение в разработку нефтенасыщенных и/или застойных зон пласта, которые ранее не могли быть дренируемыми. Наибольшей устойчивости и стабилизации геля в порах пласта способствует добавка ПАА.

5. Технология «Термогель, РВ-3П-1» - это такая технология, при которой происходит изоляция свободных от нефти высокопроницаемых участков посредством использования гелеобразующих систем, причем образуется гель гидроксида алюминия. Таким образом также происходит включение в разработку низкопроницаемых участков прослоев и пластов, но, более того, образованные соли аммония, прореагировав с некоторыми компонентами нефти, начинают разрушать асфальтеновые структуры, соответственно разжижать нефть, пусть и незначительно, и увеличивать добычу нефти.

Данная технология лучшим образом зарекомендовала себя в работе с высокотемпературными пластами юрских отложений.

6. Технология ЭС - технология, использующая применение эмульсионных композиций, которые закачиваются непосредственно в пласт оторочки эмульгатора через нагнетательные скважины.

Частично закупоривая наиболее проницаемые прослои, эмульсинные системы перераспределяют потоки нагнетаемой воды в пропластки с низкой проницаемостью, вовлекая или повышая долю их участия в разработке. Кроме того, некоторые компоненты эмульсионного состава, абсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизируют ее, тем самым, снижая фазовую проницаемость воды в обводненных зонах коллектора, что также способствует перераспределению нагнетаемого потока воды и соответственно ограничивает приток воды в добывающие скважины.

7. Технология ВДПС

Технология воздействия волокнисто дисперсно - полимерным составом годится для любых пластовых температур. Предпочтительной пластовой температурой можно считать от 15 до 85 градусов Цельсия и наиболее высокими проницаемостями пласт, а соответственно высокой приемистостью скважин более 600 м³/сут.

Закачиваемая вода может быть как слабоминерализированая до 20 г/л, так и пресная по ГОСТ 2874 - 82 массовая доля ионов калия до 40 г/см³, ионов магния до 10 г/см³ плотностью 1000 г/см³, водородный показатель рН 7 - 8.

8. Технология Алкоп-СКС

Композиция СКС может быть использована для разных целей. В том числе для увеличения продуктивности добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на нефть после бурения.

Также эта технология неплохо себя зарекомендовала для увеличения добычи нефти на добывающих скважинах, восстановления продуктивности пласта после всех видов ремонтных работ, а также при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя и бездействия.

9. Технология КМЭ

Эффект от применения этой технологии достигается за счет разрушения карбонатных и других включений, а также удаления рыхлосвязанной воды и водонефтяной эмульсии. Технология предназначена в основном для увеличения приемистости нагнетательных и дебитов реагирующих добывающих скважин - поэтому областью применения данной технологии предпочтительно являются низкопроницаемые малопродуктивные пласты и участки пластов.

2.4 Характеристика Баженовского месторождения и используемые технологии. Обессоливание, как важный этап первичной обработки нефти и анализ способов ректификации нефти

Баженовское месторождение на Среднем Урале разрабатывается с конца девятнадцатого века как хризотил-асбестовое. В нем отмечены находки широкого перечня минералов многих редких и редкоземельных металлов. Относительно недавно, со второй половины 20 века, в этом районе стали добывать сланцевую нефть.

Среди пород-коллекторов - в основном кремнистые и карбонатные глинистые породы, которые присутствуют в качестве примесей в добытом сырье. В баженовской свите сконцентрирована большая часть горючих сланцев России, содержащих как твёрдое органическое вещество (кероген), так и жидкую легкую нефть низкопроницаемых коллекторов (чаще всего некорректно называемую сланцевой нефтью).

Запасы углеводородов в баженовской свите являются трудноизвлекаемыми. Для увеличения нефтеотдачи при разработке нефти низкопроницаемых коллекторов может применяться наклонно-горизонтальное бурение и метод гидроразрыва пластов.

По оценкам РосНефти, по состоянию на 2013 год в месторождении было извлечено 22 миллиарда баррелей. Планы относительно разработки нефти из баженовской свиты имеют Газпром нефть (совместно с Royal Dutch Shell), Лукойл, Роснефть, Сургутнефтегаз.

В геологическом строении Баженовского нефтяного месторождения принимают участие отложения палеозойского фундамента, терригенно-осадочные отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Доюрский фундамент на Баженовском месторождении представлен отложениями палеозоя.

В мезозойско-кайнозойском осадочном чехле в районе работ выделены отложения юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

Юрская система представлена отложениями тюменской, васюганской, георгиевской и баженовской свит. Отложения юрской системы с перерывом в осадконакоплении и с угловым несогласием залегают на складчатом фундаменте.

Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно- морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю16-Ю2. Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.

Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.

Деление на верхневасюганскую и нижневасюганскую свиты невозможно так как для переходной зоны характерно отсутствие чистой глинистой нижневасюганской подсвиты. Деление разреза на надугольную и подугольную толщи весьма условно.

Разрез наунакской свиты условно делится на три пачки Ю11, Ю12 и Ю13, каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно.

Корреляция песчаных тел континентального генезиса возможна с определенной долей условности только в пределах пачки и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются пласт Ю11, Ю12, Ю13.

С отложениями пласта Ю11, Ю12 и Ю13 связана нефтегазоносность месторождения. Мощность пластов не выдержана по площади. В сводовой части они более или менее монолитны, а в крыльевых зонах представлены отдельными песчаными пропластками разделенными углисто-глинистыми разностями пород или замещающими этими породами частично или полностью.

Верхняя граница свиты проводится по появлению в разрезе темно-серых пород георгиевской свиты. Мощность наунакской свиты изменяется от 72 до 101 м.

Отложения георгиевской свиты получили повсеместное распространение по площади и представлены темно-серыми плотными аргиллитами с включениями белемнитов и пирита. Мощность свиты изменяется от 4 до 8м.

Для отложений меловой системы характерна значительная фациальная изменчивость. Неоднократная активизация тектонических движений и связанные с ними трансгрессивно-регрессивные циклы приводили к смещению береговых линий древних морей. Осадки меловой системы разделены на ряд свит (снизу-вверх): куломзинская, тарская, киялинская, алымская, покурская, кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская.

Морские осадки куломзинской свиты (берриасский, валанжинский ярусы нижнего мела) согласно залегают на отложениях баженовской свиты и представлены серыми аргиллитами с прослоями песчаников, алевролитов, мергелей, известняков, сидерита (низы свиты). Первый песчаный горизонт, залегающий в непосредственной близости от баженовской свиты и содержащий песчаные пласты Б16-20, получил название ачимовский пачки. Мощность свиты 237-265 м.

Отложения тарской свиты (валанжинский ярус нижнего мела) формировавшийся в мелководно-морских и прибрежно-морских условиях представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с прослоями аргиллитов. Нижняя граница свиты проводится по подошве нижнего проницаемого пласта песчаников, сближенного со всей толщей тарской свиты.

Кровля свиты устанавливается по появлению в разрезе пестроцветных пород киялинской свиты. Осадки тарской свиты согласно, иногда регрессивно перекрывают отложения куломзинской свиты, а сами, в свою очередь, согласно перекрываются отложениями киялинской свиты. Мощность тарской свиты 51-66 м.

Осадки киялинской свиты (готеривский-барремский ярусы нижнего мела) формировавшиеся в условиях мелководно-морских, прибрежно-морских или лагунных представлены пестроцветными глинами, песками, алевролитами, гравелитами, иногда с прослоями мергелей и известняков. Выделяются песчаные пласты групп А и Б. Мощность киялинской свиты 504-584 м.

Морские и прибрежно-морские осадки алымской свиты (нижнеаптский ярус нижнего мела) представлены переслаиванием песков и глин. В нижней части свиты выделяется песчаный пласт А1. Верхняя часть преимущественно сложена серыми глинами. Суммарная мощность 30 - 40 м.

Отложения покурской свиты (аптский, альбский ярусы нижнего мела, сеноманский ярус верхнего мела), формировавшиеся в континентальных и прибрежно-морских условиях, представлены мощной толщей континентальных и, частично, прибрежно-морских отложений, состоящих из серых песков и песчаников с прослоями серых алевритистых и песчаных глин и алевритов.

Отмечены прослои глинистых известняков, мергелей, глинистых сидеритов, линзы и пропластки угля. В породах содержится большое количество растительных остатков. Внутри покурской свиты условно проводится граница между отложениями верхнего и нижнего мела. Мощность покурской свиты 745-869 м.

Верхнемеловые отложения представлены породами кузнецовской, ипатовской, славгородской и ганькинской свит и представлены переслаиванием песчаников, песков, алевролитов и глин.

Общая схема стратиграфии кайнозойских отложений выглядит следующим образом (снизу-вверх): палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы. Для кайнозойской эры характерны две различные обстановки осадконакопления. Трансгрессия моря в палеоцене - раннем олигоцене привела к формированию мощной толщи морских осадков, над которой в олигоцене - неогене и четвертичном периоде формировались континентальные отложения.

Посвитное описание кайнозойской части разреза не приводится. Суммарная мощность этих отложений составляет около 320 - 325 м.

В тектоническом отношении район работ находится в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты. Доюрский фундамент Западно-Сибирской плиты (ЗСП) представляет гетерогенное складчато-глыбовое сооружение, отдельные части которого представлены структурами, сформировавшимися в завершающие фазы байкальского, салаирского, каледонского и герцинского циклов тектогенеза. Структурно-формационные зоны фундамента ЗСП были сформированы в течение рифейско-палеозойско-триасового времени несколькими геотектоническими этапами.

В пределах ЗСП выделяется несколько крупных разновозрастных блоков.

В плане Центрально-Западносибирская складчатая система представляет собой ряд субпараллельных антиклинорных зон, разделенных межгорными прогибами и внутренними впадинами. Эта складчатая система герцинид заложилась в девоне и развивалась по инверсионной схеме. Девонско-каменноугольный комплекс, который выполнял первоначально прогнутые зоны, представлен терригенными и карбонатно-терригенными осадками. В завершающую стадию герцинского тектогенеза гранитизация терригенных толщ привела к их инверсии и формированию антиклинорных зон.

В начале триасового периода в процессе рифтогенеза были сформированы грабен-рифты, при этом произошел раскол литосферной плиты на мелкие блоки и их частичный раздвиг. Депрессионные зоны заполнились триасовыми эффузивно-осадочными образованиями. Формирование платформенного чехла происходило в мезозое-кайнозое при спокойном тектоническом режиме. Вследствие затухающего остаточного импульса тектонических движений, длительность которого около 200 млн.лет, платформенные структуры развивались унаследованно структурам фундамента на протяжении всей мезозойской эры. Соответствие рельефа поверхности фундамента платформенным структурам наблюдается до верхнемеловых или палеогеновых отложений. Начиная с верхнего мела, в верхней части платформенного чехла формируется новый структурный план, связанный с неотектоническими движениями.

Для всей территории ЗСП характерно наличие в региональном плане двух основных систем тектонических разломов северо-западного и северо- восточного простирания. Первые представляют собой разломы складчатого основания фундамента, вторые связаны с рифтогенезом. Значительная часть разрывных нарушений проникает в отложения платформенного чехла, оказывая существенное влияние на формирование в них залежей нефти и газа.

Баженовская свита -- это пачка (свита) горных пород, выявленных на глубинах более двух километров. Она впервые выделена Ф.Г. Гурари в 1959 г. в качестве подсвиты в составе марьяновской свиты, Ф.Г. Гурари же впервые указал на её возможную нефтеносность и предложил способ её вскрытия открытым забоем (Ф.Г. Гурари, 1961-1986г.

В среднем она залегает на глубинах 1500-3000 м, толщина баженовских отложений составляет в нормальном разрезе 19-23 м, и в аномальном разрезе 90-100 м. Нефтенасыщенные толщины баженовской свиты (БС) изменяются от 10-12м до 35-40 м, достигая на отдельных участках 60 м.

Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта.

Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород.

На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами. Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северовостоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит.

Породы собственно БС подстилаются прибрежно-морскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре.

Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км².

Возраст битуминозных пород различен. Западнее центрального поля развития отложений БС происходит последовательное омоложение битуминозных пород от титона до готерива. Эта информация дает представления о динамике развития баженовского бассейна, что необходимо учитывать при корреляции разрезов битуминозных пород и фациальных построениях.

БС хорошо прослеживается по латерали и распространена на территории площадью более 1 млн. км² при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В некоторых случаях, в так называемых «аномальных разрезах» БС, толщина достигает 100 м и более. Глубины залегания отложений возрастают в направлении от южных частей Западно-Сибирской плиты к северным.

Минимальные отметки кровли составляют 600 м, максимальные - 3800 м. Для битуминозных и обогащенных органическим веществом пород часто используется термин «черные сланцы» (black shales). Применительно к БС устоявшимся термином остается «битуминозный аргиллит».

Состав пород БС определяется соотношением биогенной и терригенной составляющих. К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, кероген, который в некоторых случаях может занимать большую часть объема породы, иногда также породообразующее значение приобретает карбонатный материал. Карбонатные породы в составе БС могут быть нескольких типов. К первичным биогенным относятся карбонаты, слагающие остатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теутид, кокколитофорид и пеллетовых образований. Это могут быть органогенные постройки позднеюрского и раннемелового возраста, которые формировались в наиболее мелководных частях существующего в то время морского бассейна.

Карбонатные породы могут являться вторичными по отношению к первичным биогенно-кремнистым. Биоморфная структура пород при карбонатизации сохраняется, но кремнистый состав меняется на карбонатный. Вторичные карбонаты являются продуктами хемогенного замещения.

Отложения БС отличаются высокой литологической неоднородностью.

Уникальной особенностью «баженовки», определяющей ее промышленную ценность, является высокая насыщенность нефтью. К тому же она отличается высоким качеством (типа марки «Brent») - легкая, малосернистая и без других вредных примесей, поэтому требует меньше затрат на первичную и глубокую переработку.

В настоящее время выявлены следующие особенности пород баженовской свиты:

1) аномальная обогащенность органическим веществом (до 10 % и более);

2) сравнительно небольшая мощность при площади распространения, превышающей 1 млн. км²;

3) тонкоплитчатая, слойчатая и листоватая структура;

4) аномально высокие значения кажущегося сопротивления, превышающего 500 Ом-м (нередко достигающие 1000 Ом-м);

5) высокие и аномально высокие значения естественной гамма- активности;

6) аномально пониженная плотность пород;

7) пониженная скорость прохождения упругих сейсмических волн через толщу баженовских аргиллитов;

8) аномально высокие пластовые давления в залежах;

9) приуроченность скважин с наиболее значительными дебитами нефти к зонам повышенных температур, достигающих 135°С;

10) низкие пористость и проницаемость коллекторов баженовской свиты;

11) наличие вертикальных и горизонтальных трещин.

По геологическому строению баженовский нефтегазоносный комплекс кардинально отличается от всех других в разрезе бассейна. Для образования залежи нефти и/или газа, как известно, необходимо два условия: наличие резервуара-коллектора, способного улавливать и удерживать УВ. Коллектор же баженовской свиты - трещинного типа. Для оценки ресурсов углеводородов в баженовской свите выделяются 2 типа коллекторов:

1) каверно-трещинный-развит в теле свиты спорадически в виде линзообразных слабо контактирующих друг с другом слоёв толщиной 0,2- 0,4м и протяжённостью от нескольких до пары сотен метров - густота развития трещин и микротрещин в зависимости от литологического состава пород изменяется от 10 до 500 на метр;

2) поровый (матрица) с супернизкой проницаемостью, вмещающий каверно-трещинный тип коллектора. Свойства пород баженовской свиты определяются слагающими их породообразующими компонентами: глинистые минералы, минералы кремнезёма, карбонатные минералы и кероген.

Проницаемость по керну 14 мд, пористость - 0,18, расчленённость - 4,2. В настоящее время главным механизмом, обеспечивающим приток флюида в скважины баженовской свиты, является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин пласта. Однако естественная трещиноватость развита слабо, а проницаемость матрицы находится в пределах 0,001-10-3 мкм². Возможно, именно этим объясняется отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном.

Проведенные исследования показали, что замеры плотности нефти в поверхностных условиях изменяются в интервале 816,2 - 838,6 кг/м³ и в среднем принятое значение плотности равно 832 кг/м³. Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется в интервале 5,3 - 6,3 мПа·с. и принята равной 5,3 мПа·с. Содержание серы составляет 0,13-0,22 %, а парафинов 2,5 - 2,9 %.

Оборудование, на котором осуществляется первичная переработка нефти Баженовского месторождения, вступая в непосредственный контакт с агрессивными компонентами перерабатываемого продукта, подвергается коррозийному износу. Одним из них являются соли, которыми насыщена сырая нефтяная масса. Солевые компоненты хорошо растворяются в водной массе. На данном принципе, построен способ обессоливания нефтяного сырья.

Из накопительных емкостей, переработанная продукция поступает в специальную ёмкость, где перемешивается сводным наполнителем. Полученную эмульсию, подают на специальную, электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), состоящую из агрегатов цилиндрической структуры (электродегидраторов). Во внутренней части каждого из них, закреплены электродные приспособления, находящиеся под действием высокого напряжения (от 25 кВ).

Эмульсия в процессе первичной переработки нефти проходит через электродегидраторы, где под воздействием тока и высокой температуры (100-120 ⁰С), начинает разрушаться. Солёная вода, обладая большей плотностью, по отношению к нефти, скапливается внизу аппарата и откачивается насосом. В качестве катализатора процесса выделения воды из нефтяной массы, в раствор добавляют специальные деэмульсаторы.

Очищенная от солей нефтяная масса, перемещается на дальнейшую обработку в атмосферно-вакуумные устройства, где выполняется первичная переработка нефти - АВТ. Название установки, обусловлено процессом обрабатывания (раздела на индивидуальные частицы), который заключается в нагреве и процеживании нефти через печные змеевики, трубчатой формы. Для нагрева, используется тепло от сгорающего компонента и выделяющихся дымных газовых веществ. Атмосферно-вакуумное устройство предусматривает два вида обработки:

1) атмосферный метод обработки. Данный этап первичной переработки нефти наделен задачей выделить светлые компоненты, что выкипают при высоком температурном режиме (350 градусов по Цельсию). Получаемые нефтепродукты - бензины, керосины и дизельное топливо. Выход светлого фракционного состава определяется, порядка шестидесяти процентов от общей массы нефтяного сырья. Побочным продуктом атмосферной перегонки является мазут.

Перегонка, раскаленной в печах нефтяной массы, протекает в вертикального типа цилиндрическом приспособлении - ректификационной трубе, внутренняя зона которой, оснащена контактными механизмами. Через отверстия контактных элементов, пар поднимается в верхний сектор, а жидкий состав сливается в нижнюю зону. Для выполнения такой операции, как первичная переработка нефти, необходимое число контактных приспособлений составляет до шестидесяти штук, что зависит от размера и конфигурационных процессов ректификационных колонных приспособлений;

2) вакуумная перегонка предназначена для переработки мазута на заводах топливно-масляного профиля. Первичным продуктом перегонки являются масляные дистилляты, побочным - гудрон. Вакуумная среда (40-60 мм. рт. ст.), позволяет снизить температуру процесса до 360-380 ⁰С, выше которой, происходит термическое разложение углеводородов. За счёт этого, увеличивается отбор вакуумного газойля, температура конца кипения которого, выше 520 ⁰С.

Количество нефти, для осуществления такого процесса, как первичная переработка нефти, определяется по данным стационарных приборов учёта, либо путём замеров уровня в товарных резервуарах, где она хранится, и откуда поступает по системе трубопроводов, во все технологические установки.

2.5 Анализ и обоснование наиболее перспективных технологий добычи тяжелой нефти

В течение 30 лет в России были опробованы все применяемые в мире технологии извлечения тяжелых нефтей, кроме рудничных. Для промышленного внедрения можно предложить разработку с применением тепловых методов; внутрипластового горения, паротеплового воздействия, закачки парогаза и комбинации их с волновыми излучателями конструкции КНЦ РАН. Реализация этих технологий позволит довести дебит скважин до 3-4 тонн в сутки с минимальной обводненностью. При ценах на нефть, превышающих 50-60 долл/т, разработка залежей с применением отработанных технологий может быть рентабельной. Опытно-промышленные работы по разработке месторождений тяжелых нефтей и битумов кроме Баженовского месторождения предусмотрены на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях.

Специалисты объединили термические и газовые методы разработки в одном технико-технологическом цикле, что позволяет получать ряд новых эффектов, синергетически увеличивающих положительные результаты воздействия и кратно снизить начальные капитальные вложения и эксплутационные затраты.

месторождение термошахтный нефть

Глава 3. Описание стратегических направлений инновационного развития добычи нефти на Баженовских месторождениях

3.1 Выбор наиболее перспективных технологий добычи нефти

Анализируя опыт, включающий вскрытие, подготовку и извлечение тяжелой нефти, подземный способ, часто называемый термошахтным, представляется на сегодняшний день наиболее интересным.

Термошахтный способ - способ при котором для теплового воздействия теплоносителем (перегретой водой, паром или горячим газом) используются подземные горные выработки и сетка скважин, ориентированных в продуктивном пласте. Для использования гравитационной энергии скважины бурятся из горных выработок, расположенных под продуктивным пластом. В настоящее время успешно применяются горизонтальные скважины и скважины, пробуренные параллельно простиранию коллектора. При этом, поскольку большая часть скважины проходит по нефтяному пласту, образуется большая поверхность истечения; улучшаются условия дренирования пласта и повышается степень его охвата процессом разработки. Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.

В странах СНГ шахтный способ добычи нефти осуществлялся в Азербайджане (Шубанинское месторождение) и в Украине (Мириам), а также в России в Чеченской республике (Старо-Грозненское) и Коми (ныне действующее Ярегское месторождение) [13,19].

Нагнетание пара состоит из циклов, каждый отдельный цикл состоит из трех основных этапов: нагнетание пара, выдержка скважин и последующая эксплуатация.

Для первого этапа важно установить тепловые зоны в пласте к моменту прекращения закачки пара в каждом отдельном цикле. Этот этап фактически решает задачу прямоточного вытеснения нефти паром и его конденсатом от нагнетательной скважины к добывающим.

Задачу оптимизации паровой технологии следует решать в комплексе всего процесса при постановке математической модели процесса. Для целей проектирования разработки нефтяных залежей достаточно дать приближенный прогноз технологических показателей по упрощенным моделям.

Для эффективной обработки паром заданных элементов необходимо, чтобы радиус созданной зоны активного вытеснения нефти был равен максимальному расстоянию от нагнетательной скважины до добывающей. Другими словами, необходимо прогреть пласт таким образом, чтобы температура на забое добывающих скважин была не ниже 100 °С.

Реально при вытеснении нефти паром в пласте существуют три характерные зоны: пара, горячего конденсата и пластовой температуры.

Также возникает вопрос о необходимости паропропитки. Оптимальный период паропропитки, как отмечается в [14, 15, 16], равен девяти суткам. Вывод сделан на основе зависимости количества введенного в пласт тепла от объема добытой нефти.

Теоретическими расчетами установлено, что паровой процесс технологически и экономически эффективен, если пара на объекте воздействия менее 13 т/т. В проектах, где нефть используется как топливо для парогенератора, при сжигании 1 т нефти обычно получают 13 м пара [17].

Более точно в России паротепловое воздействие на пласт получило в нефтяных месторождениях: Зыбза (Краснодарский Край), Оха (Сахалин), Ярега (Республика Коми). Потенциальные объекты для добычи нефти термическими способами - месторождения Чечни, такие как Малгобек- Вознесенское, Старогрозненское и другие, нефтяные месторождения Азербайджана, Казахстана, [13,19].

В процессе разработки могут быть выявлены следующие недостатки:

- неравномерное площадное распределение пара вокруг нагнетательных скважин;

- неравномерное распределение пара по толщине пласта;

- отток нефти из зоны воздействия, о чем свидетельствует возрастание дебита нефти в скважинах, находящийся за пределами данной площади.

Таким образом, для улучшения характеристики процесса вытеснения нефти паром следует увеличивать темп нагнетания пара в начальной стадии процесса и уменьшать его во времени. Поэтому на глубину 150 метров следует пробурить скважину, в которую необходимо поместить трубу диаметром 1,5 метра (рисунок 3.1).

1 - горизонтальные скважины для нагнетания пара; 2 - вертикальные скважины для нагнетания пара; 3 - соединение устьев скважин; 4 - вертикальная скважина (труба диаметром 1,5 метра)

Рисунок 3.1 - Схема объекта по нефтедобыче шахтным способом при нагнетании в пласт пара

Нижний конец трубы соединен специальным устройством для компенсации деформаций растяжения и сжатия с цилиндрической полостью, высота которой 9 метров, а диаметр 8 метров, разбуренной в теле нефтяного пласта. Стенки полости заключены в рубашку из напряженного бетона толщиной 0,9 метра. От полости отходят в радиальных направлениях восемь горизонтальных скважин (длиной 130-210 метров), пробуренных внутри пласта. Благодаря наличию двух независимых линий - для подвода пара и для отвода нефти - каждая из этих скважин может быть как нагнетательной, так и добывающей.

Пар получают в наземном генераторе мощностью 14,6 МВт. На первом этапе предполагается обрабатывать паром группы из двух скважин, причем длительность обработки каждой пары 1 месяц. После проведения нескольких циклов прогрева должна быть создана, как ожидают, газовая шапка пара, которая будет постепенно распространяться в направлении основного пласта. Помимо горизонтальных скважин на залежи следует пробурить еще восемь обычных нагнетательных скважин, оканчивающихся на биссектрисах углов, образованными горизонтальными скважинами. Как ожидается, подобный метод эксплуатации позволит поднять коэффициент нефтеотдачи пласта до 75% [11,18].

Помимо высокой степени нефтеизвлечения отмечаются такие преимущества шахтного метода, как возможность использования традиционного оборудования горной промышленности, невысокая стоимость подземного бурения скважин и низкая степень технического риска. Результаты шахтной разработки являются более или менее предсказуемыми.

3.2 Экономическое обоснование внедрения технологий добычи

Затраты на вскрытие и подготовку в обоих способах разогрева одинаковы. Для пара используются полученные в п.3 данные. Для электрического тока делается дополнительный расчёт мощности источника тока.

Для сопоставления удельных, отличающихся друг от друга затрат при паровом и электрическом способах разогрева, выделяются несколько основных статей, расходы по которым отнесены на 1 т добытой нефти. Такими статьями являются:

- капитальные затраты на оборудование для производства энергии;

- стоимость энергии;

- оценка вредного экологического воздействия на окружающую среду и определение возможных экономических затрат на ликвидацию последствий нарушений среды;

- оценка потерь энергии при канализации пара и электрического тока до скважин;

- затраты на автоматизацию производственных процессов (контроль и регулирование температуры нагрева по объему разрабатываемого этажа, изменение подачи мощности в непрогретые участки коллектора, отключение подачи мощности в достаточно прогретые объемы коллектора).

При бурении нагнетательных и добычных скважин предполагается, что их общая длина будет примерно одинакова. Также одинаковыми будут расходы на подготовку к реализации добытой нефти, включающую ее сепарацию, очистку сопутствующей пластовой воды и ее сброс или утилизацию - использование замкнутого водооборота [20].

Для проведения экономического сравнения способов разогрева по эксплуатационным затратам на 1 тонну добытой нефти принимается производственная мощность шахты 1 миллион тонн в год; разогреваемый объем коллектора при паровом способе равен 600 тысяч метров; ожидаемая добыча нефти с этого объема составляет 35107,0 тонн в месяц; разогреваемый объем при электрическом способе составляет 125000,0 м; ожидаемая добыча нефти с этого объема 12500 т в месяц. Соответственно рассчитываются затраты тепла и определяется расход пара и электроэнергии на 1 тонн добытой нефти. На практике производительность предприятия может быть принята по соображениям потребности государства и затраты рассчитаны по приведенной методике [21].

При паровом способе разогрева удельные капитальные затраты на проведение подготовительных выработок, отнесенные на 1 тонну добытой нефти, как отмечено, одинаковы с электрическим способом. Поэтому производится сравнение эксплуатационных затрат, принимая за основу удельные стоимости тепла на нагрев объема этажа. Необходимые данные для расчёта приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Затраты тепла при паровом способе разогрева

Режим нагнетания	Vпара, т/блок	Qпара, ккал/блок	Qуд, ккал/м3	Qсут, ккал/сутки
0,5Vп	70200	4,35?1010	72500	1,45?109
0,6Vп	84240	5,40?1010	90000	1,80?109
0,7Vп	98280	6,09?1010	101500	2,03?109

Тогда на разогрев паром коллектора объемом 600 тыс м³ потребуется тепла:

(3.1)

где q_пара=619,6 ккал/кг - удельная энергия пара.

При работе парогенератора в течение 20 часов в сутки выработка тепла составит:

- для парогенератора «Реверс 60/30»:

- для парогенератора «Сакума 60/60»:

При такой часовой производительности для выработки суточной потребности в тепле на один этаж потребуется следующие количество парогенераторов:

- парогенератора «Реверс 60/30»:

- парогенератора «Сакума 60/60»:

Таким образом, установка российского производства не подходит по производительности.

Для обеспечения годовой производственной мощности шахты в 1 млн. тонн и при добыче с одного этажа 35107 тонн в месяц одновременно в работе должно быть задействовано 3 блока.

В эксплуатационные затраты входят расходы сжигаемой нефти и электроэнергии, представленные в таблице 3.2.