Методы разработки высоковязкой нефти

За последнее десятилетие существенно возросла доля трудноизвлекаемых, в том числе тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. При этом добыча такого сырья растет значительно медленнее, чем его доля в общем объеме запасов. Этот дисбаланс, особенно характерный для старых добывающих регионов, ведет к сокращению ресурсной базы и ухудшению ее качества.

Мировые ресурсы тяжелых и битуминозных нефтей значительно превышают запасы легких нефтей и оцениваются в количестве 750 млрд тонн. Наиболее крупными запасами располагают Канада (386 млрд тонн, из которых 25 млрд тонн извлекаемые) и Венесуэла (335 млрд тонн, из них 70 млрд тонн извлекаемые), значительные запасы также имеют Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. Вопрос освоения ресурсов таких нефтей особенно актуален сейчас, в связи со снижением в последнее время объемов прироста запасов кондиционных нефтей.

Тяжелые нефти и природные битумы характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими значениями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью, что приводит к высокой себестоимости добычи, практически невозможной транспортировке по существующим нефтепроводам и нерентабельной, по классическим схемам, нефтепереработке.

Добыча тяжелых высоковязких нефтей при помощи технологий для обычных нефтей ведет к низкой нефтеотдаче и потере ценных попутных компонентов, что оборачивается недополученной прибылью и наносит вред экологии. Доведение исходного сырья до требуемого качества достигается разбавлением более легкой нефтью или переработкой до получения так называемой синтетической нефти. Иногда для транспортировки тяжелых высоковязких нефтей строятся специальные трубопроводы с подогревом, что также увеличивает издержки производства.

Большинство НПЗ не рассчитаны на переработку тяжелых высоковязких нефтей. Некоторые тяжёлые высоковязкие нефти могут быть переработаны на НПЗ в смеси с обычными нефтями по традиционным технологиям. Другие такие нефти могут перерабатываться только на специализированных предприятиях, выпускающих ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Решение вопроса рациональной переработки тяжёлых высоковязких нефтей затруднено тем, что данные по их свойствам и составу весьма неполны, разноречивы и не носят системного характера. Отсутствие информации затрудняет привлечение новых инвесторов к решению вопроса переработки новых для них видов сырья.

Экономически целесообразной и возможной добыча тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов представляется только благодаря развитию и применению эффективных технологий их переработки с получением товарных нефтепродуктов с высоким отличием рыночной цены от себестоимости. Что позволит окупить дорогостоящие технологии их добычи, многократно превышающие аналогичные затраты при добычи кондиционных нефтей.

Разработка и внедрение новой технологии разработки высоковязких нефтей и природных битумов - проблема довольно узкая и, наверное, эта технология последние 10 лет развивается интенсивно. Сегодня запасы катастрофически уменьшаются и увеличиваются запасы высоковязких нефтей и природных битумов. Кроме того, огромные запасы разных нетрадиционных углеводородов, таких как сланцевая нефть, так называемая "недозрелая нефть" в том числе и матричная нефть, т.е существует масса видов нефти, которая сегодня не разрабатывается. В основном они залегают в так называемых слабопроницаемых коллекторах.

Сегодня используют такие особенные методы как методы с катализаторами это фактически подземное облагораживание или подземная частичная нефтепереработка прямо в пласте. Добыча таким методом тоже существует и развивается и, конечно, они найдут свое применение.

Ритэк применяет термогазовый метод. Лабораторные испытания показали, что при температуре 350 градусов и давлении 200 атмосфер из одного кубического метра породы можно получить до 80 литров нефти и 60 кубометров газа.

Механизм заключается в том, что в вертикальную нагнетательную скважину поступает водовоздушная смесь, начинается окислительный процессы и температура повышается. В результате чего вода испаряется и переходит в пар, образуется нефтяной вал, который вытесняет нефть и образующиеся газы в добывающей вертикальной скважине.

Существует несколько разновидностей внутрипластового горения: это сухое, влажное и сверхвлажное, которое отличается количеством закачиваемой воды.

Сухое горение более высокотемпературное, однако влажное считается лучшим, так как происходит более эффективное распределение тепла, которое позволяет увеличить скорость продвижения фронта горения, снизить расход воздуха, а также уменьшить концентрацию сжигаемой нефти в пласте.

Метод внутрипластового горения развивается. Вначале это был классический, потом ТАЙ, сейчас это КАПРИ. Рассмотрим их подробнее. Классический метод заключается в нагнетании воздуха в пласт. Может возникнуть горение самопроизвольное и если этого не происходит, то подключаются химические реакции с выделением тепла или электронагреватели. Образуется зона горения, зона подвижной нефти и происходит вытеснение добывающей скважины.

Критика связана с тем, что нефть вытесняется в холодной зоне, поэтому нагнетание осуществляется тяжело. При снижении скорости нагнетания температура снижается, и горение прекращается.

Следующим

этапом

стало

появление

метода

ТАЙ,

который

разработан Мальколом Гривсом и Алексом Туртом. Лабораторные исследования продолжались 12 лет - с 1992 до 2004 года. Было проведено более 10 испытаний и потрачено 5 млн долларов. Сейчас этот метод проходит опытно-промышленные работы.

Метод заключается в том, что добывающая вертикальная скважина заменена на горизонтальную. В результате чего у нефти нет необходимости проходить большие расстояния, и она просто стекает вниз.

Достоинства ТАЙ заключаются в следующем:

• Более стабильный и контролируемый процесс

• •    Снижение чувствительности к неоднородности пласта

• •    Поддерживает процесс в режиме ВТО, избегая НТО

• •    Уменьшение количества скважин

• •    Получается улучшенная нефть

• •    Делает возможным применение каталитического ТАЙ: КАПРИ -второй этап улучшения качества нефти.

Метод КАПРИ заключается в том, что в добывающую горизонтальную скважину добавляют катализатор. Такой метод реализурется Канадской компанией Петробанк.

Сегодня у нефтяников стоит проблема, что они добывают битумы и они очень вязкие. Чтобы их закачать в трубу, надо либо перемешать их с девонской нефтью, либо взять и обработать их, чтобы вязкость уменьшилась. Эта проблема очень острая. Сегодня даже при разработке месторождений не хватает девонской нефти, чтобы разбавлять эти битумы и закачивать их в трубу. Уже некоторые компании не принимают нефтепродукты с вязкостью больше определенного уровня. Будет создаваться некоторый реактор, модель которого уже существует. Также есть и лаборатория при нем. Сейчас не представляется, возможно, видеть, как все это движется и происходит. На первых порах основа для создания лаборатории уже есть.

В числе методов теплового воздействия основанных на генерации тепла на поверхности, наиболее подготовленным в технологическом и техническом отношении является паротепловое воздействие. Поэтому этот метод доминирует в практическом использовании.

Воздействие возможно интенсифицирует с закачкой в пласт доноров водорода и катализаторов в виде нефти или водорастворимых прекурсоров. Осуществив таким образом внутри пласта каталитический гидрокрекинг.