Обзор технологий извлечения высоковязких нефтей

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязко- стью 30 мПа*с и выше. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55% от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов – одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности.

По наиболее широко используемой в мировой практике классификации тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920–1000 кг/м³ и вязкостью от 10 до 100 мПа·с, а природными битумами – слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг / м³ и вязкостью выше 10000 мПа·с. Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПа·с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м³. Тяжелые и сверхтяжелые нефти многие авторы объединяют под общим названием – тяжелые нефти или высоковязкие нефти.

Существуют различные способы разработки залежей высоковязкой нефти и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физикохимическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т.д. Условно их можно подразделить на три группы:

Тепловые способы:

• -    Непрерывная закачка пара или вытеснение паром.

• -    Циклическое нагнетание пара.

• -    Циклическое воздействие паром на пласт (CSS).

• -    Нагнетание горячей воды.

• -    Гравитационный режим закачки пара (SAGD).

• -    Прогрев затрубного пространства паром (HASD).

• -    Периодическая закачка пара в горизонтальные скважины.

• -    Попеременная закачка воды и пара (WASP).

• -    Экстракция растворителем в паровой фазе (VAPEX).

• -    Закачка воздуха и внутрипластовое горение.

• -    Внутрипластовое горение в присутствии воды (Wet In-Situ Combustion).

• -    Направленная закачка воздуха (THAI = Toe-to-Heel Air Injection).

• -    Другие технологии, в том числе экспериментальные, например микроволновый нагрев.

На месторождениях с тепловыми способами добычи нефти необходимо выполнять мониторинг изменения теплового режима пласта. Обычной методикой съема температурного профиля является каротаж по целевым интервалам, обычно в обсаженной скважине, или даже через НКТ в наблюдательных скважинах. Мониторинг теплового режима необходим для определения эффективности нагрева пласта и распределения теплового фронта, для выявления интервалов прорыва пара. Прорыв пара в добывающих скважинах может приводить не только к снижению их продуктивности, но также и к выходу оборудования из строя, например, к образованию свищей в НКТ, фильтрах, обсадной колонне, что кончается выходом из строя всей скважины.

Нетепловые («Холодный» способ).

• -    Шахтовый метод CHOPS.

• -    Холодная добыча, разработка первичными методами.

• -    Разработка горизонтальными скважинами, многозабойными скважинами.

• -    Нагнетание газа, одновременное нагнетание воды и CO_2.

• -    Закачивание растворителя в скважину.

• -    Интенсификация притока с помощью импульсов давления (PPFE = Pressure Pulse Flow Enhancement).

• -    Гравитационный режим (холодный метод) (GAD = Gravity-Assisted Drainage).

• -    Микробиологические, биотехнологии.

• -    Комбинированные способы:

• -    Гидравлический разрыв пласта для создания “теплового фронта”.

• -    Использование CO₂, CH₄, других углеводородов, или добавление в пар растворителей-доноров водорода.

Рассмотрим более подробно некоторые из способов добычи:

«Холодные» способы добычи:

«CHOPS» - Cold Heavy Oil Production with Sand этот метод предполагает добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементи-рованного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка.

Тепловые способы добычи:

«SAGD» - Steam Assisted Gravity Drainage эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:

• -    Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя, d концепции процесса ES-SAGD углеводородная до-

• бавка низкой концентрации закачивается в поток в ходе гравитационно-обусловленного процесса, схожего с процессом SAGD. Углеводородная добавка выбирается таким образом, чтобы она могла выпариваться и конденсироваться при тех же условиях, что и водная фаза. Таким образом, при выборе углеводородного растворителя, растворитель будет конденсироваться вместе с конденсированным паром на границе паровой камеры. Конденсированный растворитель вокруг контактной поверхности паровой камеры разжижает нефть, и, во взаимодействии с высокой температурой, снижает ее вязкость.

• -    Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя,

• -    Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя

Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:

• -    технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем;

• -   совместное нагнетание пара и растворителя;

• -   последовательная (циклическая) закачка пара

и растворителя.

«THAI» - Один из вариантов горения называется Toe-to-HeelAirInjection (THAI™). THAI сочетает в себе вертикальную подачу воздуха с горизонтальной скважиной. Первые три месяца пар подается по вертикали для обогрева горизонтальных скважин и подготовки резервуара вокруг вертикальной скважины. После первых трех месяцев, сжатый воздух подается в вертикальные скважины и горение начинается. Сочетание высокого атмосферного давления и высокой температуры, как правило, приводит к самовозгоранию образования, но в некоторых случаях в скважину опускают электрические обогреватели или пропановые факелы для создания зон высокой температуры и ограниченного объема вокруг скважины. Когда добавляют сжатый воздух, горение начинается немедленно.

«HCS» - Horixontal Cyclic Stem интенсификация потока флюидов с помощью горизонтальной циклической закачки пара.

«CSS» - Cyclic Steam Stimulation циклическая паротепловая обработка (вертикальные скважины)

Комбинированные способы добычи:

«VAPEX» – Vapor Assisted Petroleum Extraction этот метод предполагает закачку растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Используется пара горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил.

«PPT» – Pressure Pulsing Technologies метод импульсного давления. Эффективен в комплексе с другими методами.

• -    Скважинные флюиды подвергаются резким импульсам давления.

• -    Снижает адвективные нестабильности.

• -    Снижает эффекты капиллярного закупоривания.

• -    Снижает эффекты порового закупоривания.