ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Методи розробки важких нафт і природних бітумів

Існують різні способи розробки покладів важких нафт і природних бітумів, які розрізняються технологічними і економічними характеристиками. Застосовність тієї або іншої технології розробки обуславливается геологічною будовою і умовами залягання пластів, физико-хімічними властивостями флюїда пласта, станом і запасами вуглеводневої сировини, кліматогеографічними умовами і т д.

Умовно їх можна поділити на три, нерівноцінні за об'ємом впровадження, групи: 1 – кар'єрний і шахтний способи розробки; 2 – так звані «холодні» способи здобичі; 3 – теплові методи видобутку.

Кар'єрний і шахтний способи розробки

При кар'єрному методі розробки насичена бітумом порода витягується відкритим способом і, тому, можливість застосування цього методу обмежується глибиною залягання пластів до 50 метрів. При даному методі розробки капітальні і експлуатаційні витрати на родовищі відносно невеликі, але після вилучення породи потрібне проведення додаткових робіт по отриманню з неї вуглеводнів, що, проте, забезпечує високий коефіцієнт нафтовіддачі: від 65 до 85%.

Шахтна розробка може вестися в двох модифікаціях: очисна шахтна – з підйомом вуглеводневонасиченої породи на поверхню і шахтна свердловинна – з проводкою гірських вироблень в надпластовых породах і бурінням з них кущів вертикальних і похилих свердловин на продуктивний пласт для збору нафти вже в гірських виробленнях. Очистний-шахтний спосіб застосовний лише до глибин 200 метрів, зате має вищий коефіцієнт нафтовіддачі (до 45%) в порівнянні з методами свердловин. Великий об'єм проходки по порожніх породах знижує рентабельність методу, який в даний час економічно ефективний тільки за наявності в породі (окрім вуглеводнів) ще і рідкісних металів.

Метод шахтної свердловинної розробки застосовний на значніших глибинах (до 400 метрів), але має низький коефіцієнт нафтовіддачі і вимагає великої кількості буріння по порожніх породах.

Для підвищення темпів видобутку ВН і ПБ і забезпечення повноти вироблення запасів в способі шахтної свердловинної розробки використовують паротеплову дію на пласт. Так званий термо-шахтний метод застосовний на глибинах до 800 метрів, має високий коефіцієнт нафто вилучення (до50%), проте складніший в управлінні, чим шахтний і шахтнний свердловинний методи.

Найбільш відомим прикладом шахтної свердловинної розробки покладів важких нафт є розробка Ярегського родовища.

Ярегськоє родовище, знаходиться в центральному промисловому районі Республіки Комі, за 18 км. на північний захід від міста Ухта. Унікальність його полягає в тому, що, окрім великих запасів нафти, воно містить величезні запаси титанової руди – більше 40% всіх запасів титанової сировини Росії.

Родовище відноситься до Східно-тіманськой нафтогазоносної області нафтогазоносної провінції Тімано-печорськой.

Розробка Ярегського родовища поділена на три етапи: 1) початковий – при експлуатації свердловин з поверхні, 2) шахтний спосіб розробки, 3) шахтний спосіб із застосуванням теплової дії на пласт.

Експлуатація свердловин з поверхні привела до рівня нафтовидобутку всього в 2%. Саме тоді виникла ідея буріння шахтних свердловин, що закінчуються в системі галерей, розташованих у вищерозміщеному горизонті.

Розробка шахтним способом здійснювалася по двох системах: 1) ухтинской, при якій поклад дренували вельми щільною сіткою вертикальних або злегка похилих свердловин (завглибшки до 50 м), пробурених з гірського вироблення вищерозміщеного туфітового горизонту, що знаходиться вище за продуктивний пласт на 25 метрів і 2) похило-свердловинною – з розташуванням галерей у верхній частині пласта і розбурюванням шестигранників (площею 8–12 га) в підстилаючому горизонті пологими свердловинами завдовжки до 200 м., які відходять від них як спиці колеса від осі.

Така подвійна система свердловин дозволила збільшити коефіцієнт нафтовіддачі до 6%. Для його підвищення було вирішено удатися до паротепловому дії. Необхідно було знайти «проривну» технологію, що забезпечує вирішення проблем. Така технологія була запропонована, випробувана і після проведення великого об'єму дослідних робіт по тепловій дії на продуктивний пласт в умовах шахтної розробки, з 1972 року почалося широкомасштабне впровадження «двогоризонтної системи» термошахтного способу розробки на всіх нафтошахтах.

В даний час продовжується пошук і вдосконалення технологій видобутку нафти на родовищі. Так з 1999 р., на нафтошахтах проводилися дослідно-промислові роботи по випробуванню підземно-поверхневої технології. За період випробування нової технології отриманий достатній матеріал для проведення аналізу розробки і підтверджена методика розрахунку технологічних показників розробки за запропонованим способом.

Даний метод дозволив збільшити річний об'єм видобутку нафти в даний час до 690 тис. тонн без істотної реконструкції потужностей, але з серйозними відступами і не виконанням певних операцій, що забезпечують заявлені переваги даного способу, по відношенню до тих, що існують (двогоризонтна, одногоризонтна, панельна системи) і ту ефективність, ради якої ця технологія упроваджується.

У той же період були початі дослідно-промислові роботи із застосуванням поверхневих технологій, на площах раніше відпрацьованих по похило-свердловинній системі, шахтним способом на природному режимі і закачування пари (пароциклічну обробку) з переведенням свердловин в кінці циклу закачування в режим експлуатації.

Починаючи з 2004 року на одній з ділянок родовища здійснюється адаптація до умов Ярєєгського родовища канадського способу розробки – термо-гравитаційного дренування, суть якого полягає в розробці нафтового покладу горизонтальними свердловинами з поверхні.

«Холодні»» способи здобичі важкої нафти.

До сучасних «холодних» методів видобутку важкої нафти, в першу чергу, може бути віднесений метод «CHOOPS», що передбачає видобуток нафти разом з піском за рахунок руйнування слабосцементированного колектора і створення в пласті відповідних умов для течії суміші нафти і піску. Застосування методу CHHOPS не вимагає великих інвестицій на облаштування і забезпечує зниження експлуатаційних витрат, проте коефіцієнт нафтовіддачі в цьому випадку, як правило, не перевищує 10%.

У числі «холодних» способів видобутку важких нафт і бітумів з використанням розчинників слід вказати так званий метод (мал. 3 ) VAPEX – закачування розчинника в пласт в режимі гравітаційного дренажу.

Малюнок 3 – Метод розробки VAPEX .

Цей спосіб дії передбачає використання пари горизонтальних свердловин. За рахунок закачування розчинника у верхню з них, створюється камера- розчинник (зазвичай використовуються вуглеводневі розчинники, зокрема етан або пропан). Нафта розріджується за рахунок дифузії в неї розчинника і стікає по межах камери до добувної свердловини під дією гравітаційних сил. Коефіцієнт витягання нафти цим методом доходить до 60%, проте видобутку надзвичайно низькі.

Таким чином, «холодні» методи розробки покладів важкої нафти не позбавлені ряду істотних недоліків. У їх числі обмеження по максимальних значеннях в'язкості нафти і низькі темпи розробки.

Теплові методи видобутку.

Традиційно, існуючі теплові методи розробки нафтових родовищ (у різних їх модифікаціях) прийнято об'єднувати в три групи: горіння внутрішньопласта, паротеплові обробки призабійної зони свердловин (ПЗС) і закачування в пласт теплоносіїв – пари або гарячої води (неізотермічне витіснення).

Горіння (рис.4) внутрішньопласта здійснюється частковим спалюванням нафти (важких її складових) в пласті. Вогнище горіння, що ініціюється різними глибинними нагрівальними пристроями (електричними, хімічними і т. п.), просувається по пласту за рахунок подачі в пласт повітря. Завдяки екзотермічному окисленню, в пласті в зоні горіння досягається підвищення температури до 500 - 700 °С.

Малюнок 4 – Внутрішньопластове горіння

Під дією високої температури зменшується в'язкість нафти, відбувається термічний крекінг, випаровування легких фракцій нафти і води пласта. Нафта з пласта вилучається шляхом витіснення її сумішшю, що утворилася, вуглеводневих і вуглекислих газів, азоту, пари і гарячої води. Існує варіація цього методу розробки – вологе внутрішньопластове горіння, яке проводиться шляхом введення в пласт води разом з окислювачем. При цьому прискорюється процес теплопереноса і витягання нафти.

Тим часом, найбільш широко вживаними методами видобутку важких нафт і природних бітумів є паротеплові обробки призабійної зони свердловин і закачування в пласт теплоносіїв.

Процес паротеплової обробки (ПТОС) призабійної зони свердловини полягає в періодичному закачуванні пари в добувні свердловини для розігрівання призабійної зони пласта і зниження в ній в'язкості нафти, тобто для підвищення продуктивності свердловин. Цикл (нагнітання пари, витримка, видобуток) повторюється кілька разів впродовж стадії розробки родовища. Через те, що паротепловій дії піддається тільки призабійна зона свердловини, коефіцієнт нафто вилучення для такого методу розробки залишається низьким (15-20%). Ще одними з недоліків методу є висока енергоємність процесу і збільшення об'єму попутного газу.

Тому, в основному ПТОС застосовуються як додаткова дія на призабойную зону свердловини при здійсненні процесу витіснення нафти теплоносієм з пласта, тобто нагнітання теплоносія з просуванням теплового фронту в глиб пласта.

Паротеплова дія на пласт є неізотермічним витісненням нафти теплоносієм. Збільшення нафтовіддачі пласта при закачуванні в нього теплоносія досягається за рахунок зниження в'язкості нафти під впливом тепла, що сприяє поліпшенню обхвату пласта і підвищує коефіцієнт витіснення. Як робочі агенти можуть використовуватися гаряча вода, пара, гарячий полімерний розчин і так далі.

Не дивлячись на накопичений досвід в області теплових методів дії на пласти представляється украй необхідним пошук і створення нових досконаліших технологій розробки покладів важких нафт і бітумів. Це обумовлено як структурою «нетрадиційних» запасів нафти, так і необхідністю повнішого вироблення запасів вуглеводнів при достатньо високій ефективності їх видобутку.

Видобуток природних бітумів.

Як вже наголошувалося вище, більше 2/3 видобувних запасів «нетрадиційних» вуглеводнів складають бітуми, а не на важка нафта. Геологічні ресурси природних бітумів на порядок перевищують видобувні запаси важкої нафти. Для розробки таких родовищ з досягненням прийнятних значень коефіцієнтів вилучення необхідні новітні теплові методи, що перевершують по ефективності вже традиційні технології паротеплового дії.

Одним з таких методів може бути парогравитационный дренаж (SAGD) (рис. 5), який на сьогоднішній день в світі зарекомендував себе як дуже ефективний спосіб видобутку важкої нафти і природних бітумів.

У класичному описі ця технологія вимагає буріння двох горизонтальних свердловин, розташованих паралельно одна над іншою, через нафтонасичену товщу поблизу підошви пласта. Верхня горизонтальна свердловина використовується для нагнітання пари в пласт і створення високотемпературної парової камери. Процес парогравітаційної дії починається із стадії передпрогрівання, протягом якої (декілька місяців) проводиться циркуляції пари в обох свердловинах. При цьому за рахунок кондуктивного перенесення тепла здійснюється розігрівання зони пласта між добувною і нагнітальною свердловинами, знижується в'язкість нафти в цій зоні і, тим самим, забезпечується гідродинамічний зв'язок між свердловинами. На основній стадії видобутку проводиться вже нагнітання пари в нагнітальну свердловину. Закачувана пара, через різницю щільності, пробивається до верхньої частини продуктивного пласта, створюючи парову камеру, що збільшується в розмірах. На поверхні розділу парової камери і холодної нафтонасиченої товщі постійно відбувається процес теплообміну, в результаті якого пара конденсується і разом з розігрітою нафтою стікають вниз до добувної свердловини під дією сили тяжіння. Зростання парової камери у верх продовжується до тих пір, поки вона не досягне крівлі пласта, а потім вона починає розширюватися в сторони. При цьому нафта завжди знаходиться у контакті з високотемпературною паровою камерою. Таким чином, втрати тепла мінімальні, що робить цей спосіб розробки вигідним з економічної точки зору.

Малюнок 5 – Парогравітаційнийй дренаж (SAGD)