Современные технологии разработки месторождений тяжелых углеводородов реферат

Обновлено: 28.06.2024

Разработка месторождений углеводородов представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и опыта, накопленных в различных областях науки и инженерной практики. Применение комплексного мультидисциплинарного подхода стало особенно актуальным на современном этапе, характеризующемся, с одной стороны, существенным ухудшением структуры запасов нефти и газа, а с другой - созданием принципиально новых технологий в области исследования и моделирования геологического строения пласта, бурения и закачивания скважин, использованием новых быстродействующих компьютеров для проведения сложных вычислений, геологического и гидродинамического моделирования. [1]

При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата ( фракции С5) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С5 более 250 - 300 г / м3, как правило, удается отобрать не более 30 - 40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. [2]

Очевидно, что разработка месторождений углеводородов на таких территориях породит комплекс экологических проблем, которые даже при современном уровне экологической проработки проектов достаточно трудно поддаются осознанию, не говоря уже о прогнозных оценках развития тех или иных негативных явлений. [4]

Проблема изъятия сверхприбыли при разработке месторождений углеводородов пока не решена, однако она не снята с повестки дня. [5]

Гидродинамические задачи, возникающие при разработке месторождений углеводородов , слишком сложны для того, чтобы допускать аналитические решения, поэтому важным аспектом моделирования является применение численных методов, позволяющих получать приближенные решения соответствующих задач. [6]

Таким образом, сущность понятия Анализ разработки месторождений углеводородов заключается в выявлении точности принятых данных, а следовательно, и совпадении прогнозируемых показателей с фактическими данными, полученными на месторождении в процессе разработки. Значительное число данных вследствие их малочисленности выделяется в проекте, и особенно в технологических схемах разработки, как цель, подлежащая изучению в процессах разработки. [7]

Возможности численных методов не ограничиваются только прогнозированием показателей разработки месторождений углеводородов . [8]

Изучение текущей газоконденсатной характеристики [ ГКХ ] в процессе разработки месторождений углеводородов ( УВ) сложного геологического строения является одним из важнейших методов контроля за разработкой залежей. Значимость этих исследований определяется необходимостью обоснования технологического режима эксплуатации скважин, корректирования проектных решений, подсчета и списания запасов УВ, планирования добычи, переработки и транспорта продукции. [9]

На какие категории подразделяются скважины при геологоразведочных работах и при разработке месторождений углеводородов . [10]

В данной главе изложены идеи современного подхода в теории и практике разработки месторождений углеводородов . Этот подход заключается в создании и внедрении технологий активного воздействия на процессы разработки газовых, газоконденсатных, нефтега-зоконденсатных месторождений. [11]

В данной главе изложены идеи современного подхода в теории и практике разработки месторождений углеводородов . Этот подход заключается в создании и внедрении технологий активного воздействия на процессы разработки газовых, газоконденсатных, газонефтеконденсатных месторождений. [12]

Одним из основных инструментов для обоснованного принятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений углеводородов является моделирование процессов извлечения нефти и газа. Каждое месторождение уникально, неправильное применение тех или иных методов воздействия на пласт может привести к непоправимым последствиям для разработки, поэтому оценку эффективности различных технологий с учетом особенностей конкретного объекта и прогнозирование поведения этого объекта целесообразно осуществлять с помощью предварительного моделирования. [13]

Большинство параметров газа, входящих в расчетные формулы, ионользуемых пр: проектировании разработки месторождений углеводородов , как правило, определяютс экспериментально, результаты представляются графически. Однако для прогнозных рас четов более удобными являются не графические зависимости параметров газа от составе давления и температуры, а аналитические зависимости. Поэтому практтгчески любой IE раметр газа, кроме графических зависимостей, представляется в аналитической форм т.е. в виде формул, описывающих графические зависимости. [14]

Итак, можно считать установленным, что такие формы воздействия на недра, как разработка месторождений углеводородов , создание искусственных резервуаров могут при определенных условиях изменить природное геодинамическое состояние геосреды вплоть до возникновения сильных деформаций и сейсмических событий и привести к повреждениям скважин и объектов обустройства. Очевидно, что ни одно крупное и длительно разрабатываемое месторождение углеводородов не застраховано от проявления в их пределах значительных и даже катастрофических геодинамических событий. В каждом отдельном случае в подготовке и реализации событий участвует своя комбинация основных факторов, что делает проблему прогнозирования пока еще достаточно сложной. [15]

В данной работе будут рассмотрены различные методы разработки месторождений с нефтью повышенной и высокой вязкости, а также некоторые методы разработки месторождений природных битумов. Следует отметить то, что методы разработки битумных месторождений могут существенно отличаться от методов разработки месторождений вязких нефтей, но в некоторых случаях методы могут быть применимы как к одним, так и к другим месторождениям.

Содержание

Работа состоит из 1 файл

РНГМ!.doc

Введение

Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей и природных битумов. По разным оценкам их запасы составляют от 790 млрд. т. до 1 трлн. т., что в 5–6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющих примерно 162 млрд. тонн.

На сегодня высоковязкие нефти и битумы не самый востребованный вид углеводородного сырья, однако, в качестве альтернативы традиционной нефти и газу некоторые страны выбрали именно его. Особые перспективы применения связаны с внедрением технологий производства синтетической нефти. Синтетической является почти половина канадской нефти, устойчиво растут темпы добычи битумов и производства нефти на его основе в Венесуэле.

Геологические запасы высоковязкой нефти и битумов в России составляет от 6 до 75 млрд. тонн, однако их применение требует использования специальных дорогостоящих технологий, так как они сложны в переработке, из-за высокой вязкости их сложно перекачивать, они плохо протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. Высоковязкие нефти на рынке стоят дешевле, относятся к категории низкосортных, и особой охоты за ними, с целью получения больших прибылей пока нет, поэтому не многие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку высоковязких нефтей.

К сожалению, пока добыча природных битумов и высоковязких нефтей убыточна. Как всякое новое перспективное производство, освоение ресурсов и организация переработки тяжелых нефтей требует на первых порах поддержки.

Необходимы срочные меры для стимулирования освоения месторождений высоковязких нефтей. Говоря о стимулировании этого направления, необходимо, на мой взгляд, отметить то, что оно имеет место быть, но к несчастью в той мере, которая не позволяет в полном объеме раскрываться такому важному вектору нефтяной отрасли, как промышленное освоение запасов тяжелых нефтей, включая, конечно, и создание соответствующей инфраструктуры по сбору, транспортировке и переработке этого вида углеводородов.

Относительно географии запасов высоковязких нефтей и природных битумов следует отметить то, что бассейны с данными углеводородами распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский. Исключение составляет Енисейско-Анабарский бассейн с высоковязкими нефтями, 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 (Удмуртия), Южно-Карское, Зыбза-Глубокий Яр, Северо-Крымское (Краснодарский край), Ашальчинское и Мордово-Кармальское (Татария).

Выше указанные месторождения используются в качестве объектов опытно-промышленной разработки высоковязкой нефти и природных битумов.

1.Общие сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов.

По наиболее широко используемой в мировой практике классификации тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920–1000 кг/м 3 и вязкостью от 10 до 100 мПа·с, а природными битумами – слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м 3 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/м 3. Тяжелые и сверхтяжелые нефти многие авторы объединяют под общим названием – тяжелые нефти или высоковязкие нефти.[4]

По разным оценкам запасы высоко вязких тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд. т., что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых засов нефтей малой и средней вязкости, составляющих примерно 162 длрд. тонн.

Разведанных запасов тяжелых нефтей и природных битумов горяздо меньше, но все же больше известных на данное время запасов легких и средних нефтей (рис. 1). [4]

Рис. 1- Соотношение разведанных запасов нефти, тяжелой нефти и природного битума.

Географическое распределение залей ТН и ПБ в мире представлены на рис. 2. Россия, Канада и Венесуэла обладают наибольшими запасами этого сырья.[4]

Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжеслых углеводородных ресурсов. По оценке Института неорганической химии РАН, российские запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 миллиарда тонн. Более 70 процентов залежей трудных и тяжелых углеводородов находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах. [5]

Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти варьируется от относительно небольших значений 20 мПа·с до величин вязкости близких к значениям природного битума (9000 мПа·с). При этом большинство месторождений имеют вязкость в пределах 1000 мПа·с.

Основные месторождения природных битумов 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 20 – 80 м и прослеживаются до глубины 500 м. Покровные залежи образуются за счет излившихся нефтей. Известны так называемые асфальтовые озера (Охинское на Сахалине, Пич-Лейк на о. Тринидад, Гуаноко в Венесуэле).[4]

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 (от 25 до 75% мас.), высокой плотности, аномальной вязкости, обусловливающие специфику добычи, транспорта и переработки, природные битумы отличаются от маловязких нефтей значительным содержанием серы и металлов, особенно пятиокиси ванадия V2O5 и никеля (Ni) в концентрациях, соизмеримых с содержанием металлов в промышленных рудных месторождениях в России и странах СНГ (V2O5 до 7800г/т) и за рубежом (V2O5 до 3500 г./т). Наиболее обогащены указанными компонентами природные битумы месторождений Волго-Уральской битумонефтегазоносной провинции. Так, в битумах (мальта-высокосмолистая нефть) содержание серы достигает 7,2% мас., a V2O5 и Ni соответственно 2000 г./т и 100 г./т. В асфальтитах Оренбуржья концентрация серы превышает 6% – 8% мас., a V2O5 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 её переработки, а, прежде всего с позиций поликомпонентного сырья.[4]

В России основные перспективы поиска природных битумов, связаны с породами пермских отложений центральных районов Волго-Уральской битумонефтегазоносной провинции, т.е. как раз на той территории, где запасы обычной нефти выработаны в наибольшей мере по сравнению с другими нефтедобывающими регионами России. Почти 36% запасов битумов России находятся на территории Татарстана, который по этому показателю занимает ведущее место в стране. Большая часть скоплений битумов в пермских отложениях Татарии 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/м 3 ), 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. Другие регионы сосредоточения природных битумов представлены территориями Самарской, Оренбургской областей, Северного Сахалина, Северного Кавказа, Республики Коми и некоторыми областями Сибири.[4]

2.Технологии разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

2.1.Карьерный и шахтный методы.

При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом и, поэтому, возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, но после извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из неё углеводородов, что однако обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85 %..[ 4]

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на

продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов. [4]

Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам.

Для повышения темпов добычи ТН и ПБ и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно- скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт. Так называемый термо-шахтный метод применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), однако более сложен в управлении чем шахтный и шахтно-скважинный методы. [ 4]

Читайте также: