Ekstrakcija ulja visokog viskoziteta. Proučavanje reoloških svojstava nafte visokog viskoziteta sa Pečerskog polja

Ministarstvo obrazovanja i nauke Ruske Federacije

Federalna budžetska državna obrazovna ustanova visokog stručnog obrazovanja

"Ufa državni naftni tehnički univerzitet"

Katedra za “Izgradnju i popravku gasovoda i naftovoda i skladišta gasa i nafte”

transport visokoviskoznih ulja

apstraktno

UVOD

Pumpanje visoko viskoznih i visoko očvršćujućih ulja

Hidrotransport visokoviskoznih ulja

Pumpanje termički obrađenih ulja

Pumpanje ulja sa aditivima

Pumpanje prethodno zagrijanih ulja

Metoda pumpanja djelovanjem kavitacije

ZAKLJUČAK

UVOD

Rusija takođe ima značajne rezerve nafte i gasa, a njihov obim čini oko 55% ukupnih ruskih rezervi nafte. Ruska polja visokoviskozne nafte (HVO) nalaze se u Permskoj oblasti, Tatarstanu, Baškiriji i Udmurtiji. Najveće od njih su: Van-Eganskoe, Severo-Komsomolskoye, Usinskoye, Russkoye, Gremikhinskoye itd., sa više od 2/3 svih rezervi visokoviskoznih nafte koje se nalaze na dubinama do 2000 m. Proizvodnja TIZ nafte, njegov transport do sabirno-pripremnih mesta i, konačno, prerada za dobijanje finalnih proizvoda jedan je od urgentnih zadataka naftne industrije. Postoje različite metode za cevovodno pumpanje visokoviskoznih ulja.

Trenutno se proizvode značajne količine ulja koje imaju visoku viskoznost na uobičajenim temperaturama ili sadrže velike količine parafina i kao rezultat toga se stvrdnjavaju na visokim temperaturama. Pumpanje takvih ulja kroz cjevovode na uobičajen način teško. Stoga se za njihov transport koriste posebne metode:

pumpanje sa razblaživačima;

hidrotransport visokoviskoznih ulja;

pumpanje termički obrađenih ulja;

pumpanje ulja s aditivima;

pumpanje prethodno zagrejanih ulja.

Pumpanje visoko viskoznih i visoko očvršćujućih ulja sa razblaživačima

Jedan od efikasnih i pristupačnih načina za poboljšanje reoloških svojstava visokoviskoznih i visoko očvršćujućih ulja je upotreba ugljikovodičnih razrjeđivača - plinskog kondenzata i niskoviskoznih ulja.

Upotreba razrjeđivača može značajno smanjiti viskozitet i točku stinjavanja ulja. To je zbog činjenice da se, prvo, koncentracija parafina u smjesi smanjuje, jer je dio otopljen laganim frakcijama razrjeđivača. Drugo, ako se u razrjeđivačima nalaze asfaltno-smolaste tvari, potonji, adsorbirajući se na površini parafinskih kristala, sprječavaju stvaranje jake strukturne rešetke.

Prve eksperimente u našoj zemlji na pumpanju ulja sa razblaživačem (destilat kerozina) izveli su inženjeri: A. N. Sahanov i A. A. Kashcheev 1926. godine. Dobijeni rezultati su bili toliko impresivni da su korišteni u dizajnu nafte Grozny-Crno more cjevovod " Trenutno je pumpanje visokoviskoznih i visoko očvršćujućih ulja sa razblaživačima u širokoj upotrebi u našoj zemlji i inostranstvu. Na primjer, visoko parafinska Manyshlak nafta se pumpa u region Samare u zagrijanom stanju, a zatim se miješa sa uljima niske viskoznosti Volge i pumpa u naftovod Druzhba.

Općenito, odabir vrste razrjeđivača se vrši uzimajući u obzir učinkovitost njegovog djelovanja na svojstva ulja visokog viskoziteta i visokog skrućivanja, troškove dobivanja razrjeđivača, njegovu isporuku u glavne strukture naftovoda. i za mešanje.

Zanimljivo je da na geološka svojstva mješavine ulja utiče temperatura miješanih komponenti. Homogena smjesa se dobiva ako se miješanje vrši na temperaturi 3-5 stepeni iznad tačke stinjavanja viskozne komponente. U nepovoljnim uslovima mešanja, efikasnost razređivača je značajno smanjena i može doći do čak i razdvajanja smeše.

2. Hidrotransport visokoviskoznih ulja

Hidrotransport visokoviskoznih i visoko očvrsnutih ulja može se izvesti na nekoliko načina:

pumpanje ulja unutar vodenog prstena;

pumpanje mješavine vode i ulja u obliku emulzije "ulje u vodi";

pumpanje nafte i vode sloj po sloj.

Slika 1 - Hidropumpanje ulja unutar vodenog prstena:

a - korištenjem navoja; b - korištenjem prstenastih spojnica; c - korištenjem perforiranog cjevovoda.

Davne 1906. I. D. Isaac je izvršio pumpanje visokog viskoziteta (n = 25) u SAD 102 /c) kalifornijska nafta sa vodom kroz cevovod prečnika "6 mm na udaljenosti od 800 m. Na unutrašnji zid cevi zavarena je spiralno namotana žica koja je obezbeđivala kovitlanje toka (slika 1). kao rezultat toga, teža voda je izbačena direktno na zid, a tok nafte se kretao unutar vodenog prstena, doživljavajući minimalno trenje.Ustanovljeno je da je maksimalna produktivnost cevovoda pri konstantnom padu pritiska postignuta odnosom ulja i Protoci vode 9:1. Rezultati eksperimenta korišćeni su u izgradnji industrijskog naftovoda prečnika 203 mm i dužine 50 km. Spiralna staza je imala visinu od 24 mm i nagib oko 3 m.

Međutim, ovaj način transporta nije postao široko rasprostranjen zbog poteškoća u izradi navoja na unutrašnjoj površini cijevi. Osim toga, kao rezultat taloženja parafina, nit se začepljuje, na zidu se ne formira vodeni prsten, što naglo pogoršava parametre pumpanja.

Suština druge metode hidrauličkog transporta je da se visoko viskozno ulje i voda pomiješaju prije pumpanja u takvom omjeru da se formira emulzija “ulje u vodi” (slika 2). U ovom slučaju, kapi ulja su okružene vodenim filmom i stoga nema kontakta ulja sa stijenkom cijevi.

Slika 2 - Hidropumpanje u obliku emulzije:

a - tip “ulje u vodi”; b - tip “voda u ulju”.

Za stabilizaciju emulzija i davanje hidrofilnih svojstava zidovima cjevovoda, tj. sposobnost zadržavanja vode na svojoj površini, dodaju im se surfaktanti (tenzidi). Stabilnost emulzije ulje u vodi ovisi o vrsti i koncentraciji surfaktanta, temperaturi, režimu protoka i omjeru vode i ulja u smjesi.

Smanjenje volumena liskuna u smjesi pogoršava stabilnost emulzije. Kao rezultat eksperimenata, utvrđeno je da je minimum prihvatljiv sadržaj vode je tačno 30%.

Nedostatak ovu metodu hidrotransport je opasnost od inverzije faze, tj. transformacije emulzije “ulje u vodi” u emulziju “voda u ulju” kada se promijeni brzina pumpanja ili temperatura. Takva emulzija ima viskozitet čak i veći od viskoziteta originalnog ulja. Osim toga, kada emulzija prolazi kroz pumpe, pumpa se vrlo intenzivno i nakon toga je teško razdvojiti na ulje i vodu.

Konačno, treći način hidrauličkog transporta je pumpanje nafte i vode sloj po sloj (slika 3). U ovom slučaju voda, kao teža tekućina, zauzima poziciju na donjoj generatrici cijevi, a ulje - na vrhu. U zavisnosti od brzine pumpanja, fazni interfejs može biti ravan ili zakrivljen. Do smanjenja hidrauličkog otpora cjevovoda u ovom slučaju dolazi zbog činjenice da dio ulja nije u kontaktu sa stacionarnim zidom, već s pokretnom vodom. Ova metoda crpljenja se također ne može koristiti na cjevovodima sa međupumpnim stanicama, jer to bi dovelo do stvaranja postojanih emulzija ulje-voda.

Slika 3 - Strukturni oblici strujanja voda-nafta pri po-slojnom pumpanju nafte i vode: a - sočivo; b - odvojeni sa ravnim rubom; c - odvojeno sa zakrivljenim rubom; g - prstenasti ekscentrik; d - prsten koncentričan

Svaki strukturni oblik toka se uspostavlja spontano čim se steknu uslovi za njegovo postojanje.

Odnos između strukturnih oblika toka ulje-voda i veličine hidrauličkog nagiba. Prema eksperimentalnim studijama F.M. Galina, to je kako slijedi (slika 4).

Slika 4 - Zavisnost hidrauličkog nagiba od protoka pri pumpanju mješavine ulja i vode

3. Pumpanje termički obrađenih ulja

Toplinska obrada je termička obrada visokoparafinskog ulja, koja uključuje zagrijavanje do temperature koja prelazi tačku topljenja parafina i naknadno hlađenje određenom brzinom radi poboljšanja reoloških parametara.

Prvi eksperimenti u našoj zemlji na termičkoj obradi ulja izvedeni su 30-ih godina. Dakle, toplinska obrada nafte iz polja Romashkinskoye omogućila je smanjenje njene viskoznosti za više od 2 puta i smanjenje točke stinjavanja za 20 stupnjeva.

Utvrđeno je da je poboljšanje reoloških svojstava ulja povezano sa unutrašnjim promjenama u njima koje nastaju kao rezultat toplinske obrade. U normalnim uslovima, kada se parafinska ulja prirodno hlade, formira se kristalna parafinska struktura koja daje svojstva ulja. solidan. Čvrstoća strukture je veća, što je veća koncentracija parafina u ulju i manja je veličina rezultirajućih kristala. Zagrijavanjem ulja na temperaturu veću od tačke topljenja parafina postižemo njihovo potpuno otapanje. Nakon naknadnog hlađenja ulja dolazi do kristalizacije parafina. Na veličinu, broj i oblik kristala parafina u ulju utiče odnos brzine pojavljivanja centara kristalizacije parafina i brzine rasta već formiranih kristala. Asfaltno-smolaste tvari, adsorbirane na kristalima parafina, smanjuju njegovu površinsku napetost. Kao rezultat, proces oslobađanja parafina na površini postojećih kristala postaje energetski povoljniji od stvaranja novih kristalizacijskih centara. To dovodi do stvaranja prilično velikih parafinskih kristala u termički obrađenom ulju. Istovremeno, zbog prisustva adsorbiranih asfaltena i smola na površini ovih kristala, koagulacione adhezione sile između njih su značajno oslabljene, što onemogućuje stvaranje jake parafinske strukture.

Slika 5 - Obnova efektivnog viskoziteta ulja Ozeksuat (1) i Zhetybay (2) tokom vremena nakon termičke obrade

Efikasnost termičke obrade zavisi od temperature grejanja, brzine hlađenja i stanja ulja (statičkog ili dinamičkog) tokom procesa hlađenja. Optimalna temperatura grijanja tokom termičke obrade nađena je eksperimentalno, najbolji uslovi hlađenje - statičko.

Treba imati na umu da se reološki parametri termički obrađenog ulja vremenom pogoršavaju i na kraju dostižu vrijednosti koje je ulje imalo prije termičke obrade (slika 5). Za naftu Ozeksuat ovo vrijeme iznosi 3 dana, a za naftu Mangyshlak - 45. Tako da nije uvijek dovoljno jednom termički obraditi naftu da bi se riješio problem njenog cevovodnog transporta. Osim toga, kapitalna ulaganja<#"214" src="/wimg/16/doc_zip7.jpg" />

Slika 6 - Šematski dijagram toka “vrućeg” pumpanja

Kako se ulje kreće kroz glavni cjevovod, ono se hladi zbog razmjene toplote sa okolinom. Stoga se grijna mjesta postavljaju duž trase cjevovoda svakih 25-100 km. Međucrpne stanice su postavljene u skladu sa hidrauličkim proračunima, ali moraju biti kombinovane sa grejnim tačkama kako bi se olakšao njihov rad. Na kraju, nafta se pumpa u rezervoare krajnjeg odredišta, koji su takođe opremljeni sistemom grejanja.

Nafta se pumpa kroz "vruće" cjevovode pomoću konvencionalnih centrifugalnih pumpi. To je zbog činjenice da je temperatura dizanog ulja prilično visoka, a samim tim i niska viskoznost. Prilikom istiskivanja ohlađenog ulja iz cjevovoda koriste se klipne pumpe, na primjer NT-45. Za zagrijavanje ulja koriste se zračno-konvekcijske peći, čija učinkovitost dostiže 77%.

Ali skoro svi glavni naftovodi nisu izotermni. Viskoznost dizanog ulja, hidraulički otpor cevovoda, protok Q i pritisak P centrifugalnih pumpi (CPP) zavise od temperature. Shodno tome, trošak pumpanja ovisi i o temperaturnom režimu cjevovoda. Stoga se proračun radnih uslova za ljetne i zimske uslove, kvazistacionarne i nestacionarne, mora izvršiti uzimajući u obzir razmjenu topline cjevovoda sa okolinom. Neizotermni tok može biti uzrokovan raznim razlozima:

Temperatura viskoznog ulja može se povećati dok putuje između pumpnih stanica zbog oslobađanja topline trenja. Analiza činjeničnog materijala o 19 glavnih naftovoda, uključujući naftovode Druzhba, Shaim - Tjumenj, Aleksandrovskoye - Anzhero - Sudzhensk, Ust - Balyk - Omsk, naftovode Zapadnog i Sjeverozapadnog Sibira, Verkhne - Volga, naftovode Tebuk - Ukhta, Usa - Ukhta et al., otkrili su očigledne, 1,5-2 puta u odnosu na prosjek, promjene u koeficijentu prijenosa topline. Ova činjenica takođe ukazuje na nestacionarnu prirodu razmene toplote između cjevovoda i okoline. Nestabilnost termo-hidrauličkih režima magistralnih naftovoda dovodi do prekomjerne potrošnje energije za pumpanje i prekomjernih operativnih troškova.

Prilikom pumpanja ulja u cjevovod čija je temperatura različita od temperature okruženje duž trase se formira početni dio koji nije izotermičan, čija dužina može biti uporediva ili jednaka dužini dionice između crpnih stanica. Nafta izvađena iz dubina Zemlje, tretirana aditivima (temperatura na kojoj se dodaju aditivi je oko 50...70°C) ili je podvrgnuta specijalnoj termičkoj obradi koja poboljšava njena transportna svojstva, pumpa se u ne-izotermnoj način rada. Budući da su temperaturni uvjeti početnih dionica cjevovoda nestabilni i u velikoj mjeri ovise o klimatskim uvjetima, termohidraulički proračun takvih dionica mora se provesti uzimajući u obzir nestalnu izmjenu topline. Tipična situacija se razvila na naftovodu Kumkol - Karakoin istočnog ogranka NKTN KazTransOil. U uvjetima dubokog podopterećenja u smislu produktivnosti, proračun režima rada i opravdanje metoda za pumpanje viskoplastičnog ulja tiksotropnih svojstava je vrlo problematičan. Uvođenje depresivnih aditiva u tok zahtijeva zagrijavanje ulja i čini pumpanje ulja kroz cjevovod neizotermnim. Treba napomenuti da upotreba aditiva ne rješava problem. Po hladnom vremenu zimski periodi nastaju situacije kada je nemoguće pumpati naftu. U uslovima centralne Azije, metoda "vrućeg" pumpanja ulja Kumkol, koja ne zahtijeva skupe aditive, može se pokazati ekonomski isplativom. Treba napomenuti da postoji veliko iskustvo u radu u sličnim uslovima najvećeg „vruće“ naftovoda velikog prečnika (720-1020 mm) Uzen – Guryev – Kuibyshev, kroz koji se pumpalo visoko očvrsnulo ulje Mangyshlak sa tačkom tečenja tz = 28 °C i temperaturu grijanja tn = 65 °C. Trenutno je i ovaj cjevovod neizotermičan, ali radi na niskim temperaturama, oko 30°C, jer mješavina ulja koja prolazi kroz cjevovod ima umjerenu viskoznost. Sa povećanjem udjela visokoviskoznih ulja, temperatura pumpanja će se odgovarajuće povećati. Za glavni naftovod Usa - Ukhta, kroz koji se pumpaju visoko očvrsnute nafte provincije Timan - Pechersk sa dodatkom depresivnih aditiva, također je akutan problem izračunavanja i opravdavanja načina pumpanja ulja kroz naftovod. Činjenica je da će udio teškog i visoko parafinskog ulja, koje ima viskoplastična svojstva, u budućnosti varirati između 37...56%, a upotreba depresivnih aditiva možda neće dati očekivani učinak. Metoda "vrućeg" pumpanja se trenutno razmatra kao alternativa.

Posebno su teški proračuni „vrućih“ cjevovoda, kroz koje se vrši pumpanje visokoviskoznih i visoko očvršćujućih tekućina na višim temperaturama, reda veličine 60-120 °C. Prilikom „vrućeg“ crpljenja nafta se zagreva u pećima međutermalnih stanica, što ne samo da povećava cenu cevovodnog transporta nafte ili naftnih derivata, već predstavlja i specifične probleme pouzdanosti i ekološka sigurnost sistemima. Budući da se zagrijano ulje s vremenom hladi, a posebno tretirano ulje gubi svoja privremeno poboljšana transportna svojstva, potrebno je izračunati sljedeće i za "vruće" i za sve ne-izotermne cjevovode:

) vreme bezbednog gašenja i parametri pokretanja centrifugalnih pumpi (protok Q i pritisak P) u trenutku nastavka pumpanja;

) vrijeme zagrijavanja cjevovoda τpr pri pokretanju iz hladnog stanja;

) vrijeme sigurnog rada cjevovoda τbr pri smanjenim uslovima (sa privremenim smanjenjem protoka pumpe, smanjenjem temperature zagrijavanja dizanog ulja, itd.).

Prilikom proračuna režima rada neizotermnih cevovoda potrebno je uzeti u obzir činjenicu da takvi sistemi praktično ne rade u projektovanim režimima iz više razloga, kao što su klimatske promene u okruženju (temperatura, svojstva tla itd. .), sezonskost opterećenja sistema, fazno puštanje u rad kapaciteta, starenje i habanje opreme, gubitak produktivnosti usled iscrpljivanja depozita, promene u tokovima tereta itd. Stoga, i za "vruće" i za jednostavno ne-izotermne cjevovode, koje karakterizira manje intenzivan prijenos topline, postoji realna opasnost od "zamrzavanja" cjevovoda ili "ispadanja" napajanja zbog prevelikog povećanja hidrauličkog otpora. Zbog toga se postavljaju povećani zahtjevi za termo-hidrauličke proračune takvih cjevovoda. Pored uobičajenih projektnih termo-hidrauličkih proračuna, potrebno je izvršiti proračune nestacionarnih režima, kao što su pokretanje, zaustavljanje i nastavak pumpanja. Dinamičke karakteristike se mogu iscrtati za tečnosti sa različitim reološkim modelima. Velika prednost ove metode je što omogućava da se uzmu u obzir promjene u opskrbi centrifugalnih pumpi zbog promjena hidrauličkog otpora cjevovoda. Korištenjem odgovarajućeg kompjuterskog programa postaje moguće uzeti u obzir promjene u drugim parametrima pumpanja i prijenosa topline.

Trenutno je u funkciji više od 50 "vrućih" magistralnih cjevovoda širom svijeta. Najveći od njih je naftovod Uzen-Gurijev-Kujbišev.

6. Metoda pumpanja djelovanjem kavitacije

Od velikog su interesa rezultati eksperimentalnog proučavanja promjena viskoznosti ulja djelovanjem kavitacije primjenom metode u kojoj se predlaže uređaj koji sadrži šuplje cilindrično tijelo promjenjivog poprečnog presjeka u cjevovodu, uključujući glatko suženje koje osigurava pojava kavitacije. Oscilacije velike amplitude u tekućini su kavitacijski mjehurići velike brzine, zbog kojih se smanjuje viskoznost ulja.

Kavitacijski modul za preradu parafinskog ulja može se izračunati kako bi se smanjio njegov viskozitet, na osnovu čega je razvijena i ispitana hidrodinamička protočna instalacija. Eksperimenti su pokazali da je nakon sonohemijske obrade ulja viskoznost ulja smanjena za 35%.

Glavni nedostatak ovog uređaja je intenzivno kavitaciono habanje njegovih radnih površina, stvarajući (iz embrionalnih jezgara) kavitacijske mjehuriće, od kojih se većina kolabira na te površine. Drugi nedostatak je slab stepen regulacije intenziteta kavitacionog tretmana, jer je broj jezgara kavitacije u originalnom ulju teško regulisati. Osim toga, veličine kavitacijskih mjehurića nastalih u takvim uređajima, od kojih uglavnom ovisi intenzitet kavitacijsko-kumulativnog tretmana, također je praktično nemoguće regulirati. Vrijeme boravka kavitacionog jezgra u zoni razrjeđivanja, neophodno za formiranje mjehurića potrebne veličine, u takvim uređajima može varirati u vrlo malim granicama i povezano je sa frekvencijom pulsiranja, vibracija itd. Glavni parametar koji određuje kinetiku djelovanja kavitacije je početna (prije kolapsa) veličina kavitacijskih mjehurića može varirati u vrlo uskim granicama i često su daleko od maksimuma. Navedeni nedostaci se negativno očituju kod tretiranog ulja - blagi pad viskoznosti, kratko vrijeme tiksotropnog oporavka.

Analiza studija o upotrebi ultrazvučne i hidrodinamičke kavitacije u uljima za intenziviranje različitih tehnoloških procesa pokazuje obećanje ove metode. Međutim, ultrazvučna kavitacija nije našla široku primenu u preduzećima sa velikim obimom proizvodnje iz više razloga: značajnih troškova energije za stvaranje kavitacionih mehurića, oštrog slabljenja ultrazvučnih talasa u tehnološkim suspenzijama, ograničenja lokalnog izlaganja zoni vibracija zračenje površine, uništavanje radnih površina kavitacijom itd.

ZAKLJUČAK

Trenutno najproučavaniji i najrašireniji način transporta visokoviskoznih ulja je njihovo „vruće pumpanje“ kroz cjevovode. Uprkos činjenici da je ovo najzrelija tehnologija, ona ima ozbiljne nedostatke. Prije svega, to je visok energetski intenzitet, jer... U pravilu se kao gorivo za zagrijavanje koristi sam transportirani medij - vrijedne hemijske sirovine i gorivo (ulje, lož ulje).

Druga poteškoća se odnosi na činjenicu da u nepovoljnim vremenskim uslovima cevovod može „zalediti“. Konačno, izgradnja ovakvih cjevovoda u područjima sa smrznutim i zasađenim tlom otežana je iz ekoloških razloga zbog poteškoća u osiguravanju pouzdanosti konstrukcije i komplikacija u tehnologiji izgradnje.

SPISAK KORIŠĆENIH IZVORA

1Korshak, A.A. Projektovanje i rad gasovoda i naftovoda / A.A. Korshak, A.M. Nechval. - Sankt Peterburg: Nedra, 2008. - 488 str.

Harris, N.A. Konstrukcija dinamičkih karakteristika magistralnog cjevovoda (model viskoplastične tekućine) // Posao nafte i plina - 2014. - Br. 1. - P. 10-13.

Dana 19. marta 2014. godine, pod predsjedavanjem I.D. Gracheva, održan je sastanak Komiteta Državne dume za energetiku na temu: „Viskokozizna ulja i prirodni bitumeni: problemi i povećanje efikasnosti istraživanja i razvoja polja“. Na sastanku je posebna pažnja posvećena pitanjima resursne baze, savremenim metodama povećanja eksploatacije nafte i tehnologijama proizvodnje, teško nadoknadivim rezervama nafte u Rusiji, zakonodavstvu koje stimuliše razvoj teško povrativih rezervi nafte itd. Na osnovu rezultata sastanka, izrađene su PREPORUKE za izvršnu i zakonodavnu vlast Ruske Federacije.

Nakon što je saslušao i razgovarao o govorima prvog zamjenika predsjednika Komiteta Državne dume za energetiku V.M. Tarasyuk i učesnici proširenog sastanka Komiteta Državne dume za energetiku

napominje sljedeće.

Baza resursa. U protekloj deceniji u strukturi ruskih rezervi značajno se povećao udeo nafte koja se teško izvlači, uključujući teška, visoko viskozna ulja i prirodni bitumen. Istovremeno, proizvodnja takve sirovine raste znatno sporije od njenog udjela u ukupnim rezervama. Ova neravnoteža, posebno karakteristična za stare rudarske regije, dovodi do smanjenja resursne baze i pogoršanja njenog kvaliteta.

Svjetski resursi teških i bitumenskih ulja znatno premašuju one lakih i procjenjuju se na 750 milijardi tona. Najveće rezerve nalaze se u Kanadi (386 milijardi tona, od čega je 25 milijardi tona nadoknadivo) i Venecueli (335 milijardi tona, od čega je 70 milijardi tona nadoknadivo); Meksiko, SAD, Rusija, Kuvajt i Kina takođe imaju značajne rezerve . Na teritoriji Ruske Federacije najveći deo resursa teških ulja i prirodnog bitumena ograničen je na polja Volgo-Uralske, Timan-Pečorske i Zapadnosibirske naftno-gasne provincije; njihovi geološki resursi, prema različitim procenama, iznose 30-75 milijardi tona. Pitanje razvoja resursa takvih ulja sada je posebno aktuelno, zbog nedavnog smanjenja rasta rezervi kvalifikovanih ulja.

Teška ulja i prirodne bitumene karakteriše visok sadržaj aromatičnih ugljovodonika, smolastih asfaltenskih supstanci, visoke koncentracije metala i sumpornih jedinjenja, visoke vrednosti gustine i viskoziteta, povećano koksovanje, što dovodi do visokih troškova proizvodnje, gotovo nemoguće transportovati kroz postojeće naftovode i nerentabilnu, po klasičnim shemama, preradu nafte

Proizvodnja teških, visoko viskoznih ulja upotrebom konvencionalnih naftnih tehnologija dovodi do niskog povrata nafte i gubitka vrijednih povezanih komponenti, što rezultira izgubljenom dobiti i šteti okolišu. Dovođenje sirovine do tražene kvalitete postiže se razrjeđivanjem lakšim uljem ili rafiniranjem u takozvano sintetičko ulje. Ponekad se grade posebni grijani cjevovodi za transport teških, visoko viskoznih ulja, što također povećava troškove proizvodnje.

Većina ruskih rafinerija nije dizajnirana za preradu teških, visoko viskoznih ulja. Neka teška, visoko viskozna ulja mogu se prerađivati u rafinerijama u mješavini s konvencionalnim uljima koristeći tradicionalne tehnologije. Ostala takva ulja mogu se prerađivati samo u specijalizovanim preduzećima koja proizvode ograničenu paletu naftnih derivata. Rješavanje pitanja racionalne prerade teških, visoko viskoznih ulja otežava činjenica da su podaci o njihovim svojstvima i sastavu vrlo nepotpuni, kontradiktorni i nesistematični. Nedostatak informacija otežava privlačenje novih investitora na pitanje prerade novih vrsta sirovina.

Ekstrakcija teških, visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena čini se ekonomski izvodljivim i mogućim samo kroz razvoj i primjenu učinkovitih tehnologija za njihovu preradu za proizvodnju komercijalnih naftnih derivata visokog kvaliteta. tržišnu cijenu od troškova. To će omogućiti da se nadoknade skupe tehnologije za njihovu proizvodnju, koje su višestruko veće od sličnih troškova za proizvodnju standardnih ulja.

Tehnologije ekstrakcije. Danas postoji dosta tehnologija za vađenje teških ulja i prirodnog bitumena, koje su dokazale svoju efikasnost u praksi: to su ciklično ubrizgavanje pare (Cyclic Steam Stimulation - CSS), gravitaciona drenaža uz pomoć pare (SAGD), hladno rudarenje ( Hladna proizvodnja teške nafte sa pijeskom – CHOPS), ekstrakcija rastvaračima u parnom stanju (Vapor Extraction – VAPEX), proces sa dodatkom rastvarača (Solvent Aided Process – SAP), kombinacije in-situ sagorevanja i proizvodnje ulja iz horizontalni bunar (Ubrizgavanje zraka od prsta do pete – THAI), nova CAPRI (CATalytic upgrading PROcess In-situ) tehnologija zasnovana na THAI, koja uključuje upotrebu oksidacijskih katalizatora.

Kanadski prirodni bitumeni. U 2011. godini više od 43% svjetske proizvodnje nekonvencionalne nafte činio je kanadski prirodni bitumen, čiji je obim proizvodnje dostigao 80 miliona tona. Glavna proizvodna područja u Kanadi su polja Atabaska, Gold Lake i Peace River u provinciji Alberta.

Trenutno se koriste različite metode za razvoj prirodnih naslaga bitumena, čija je primjena određena geološka struktura i uslovi nastanka formacija, fizičko-hemijska svojstva formacijskog fluida, stanje i rezerve ugljovodoničnih sirovina, klimatski i geografski uslovi, dostupnost infrastrukture i drugi faktori. Najpopularnije su metode vađenja iz kamenoloma i termalnog rudarenja.

Metodom izrade kamenoloma, bitumenom zasićena stijena se vadi otvorenim kopom, pa je mogućnost korištenja ove metode ograničena na dubinu formacije do 75 m. Može se iskoristiti manje od 40% kanadskih prirodnih rezervi bitumena. vađeno vađenjem kamena. Nakon vađenja stijene, potreban je dodatni rad na dobivanju sintetičkih ugljovodonika iz nje (pomoću instalacija za nadogradnju).

Najperspektivnijom termičkom metodom za razvoj kanadskih nalazišta prirodnog bitumena smatra se SAGD tehnologija koju je razvila britanska naftna i gasna kompanija BP (Beyond Petroleum, do maja 2001. kompanija se zvala British Petroleum). SAGD tehnologija uključuje bušenje dvije horizontalne bušotine, koje se nalaze paralelno jedna na drugu, kroz slojeve zasićene naftom blizu dna formacije. Para proizvedena korišćenjem prirodnog gasa se ubrizgava u jednu od bušotina, koja se proteže oko 5 m iznad proizvodne bušotine. Para zagrijava i smanjuje viskoznost bitumena, koji zajedno sa kondenziranom parom teče u proizvodni bunar. Budući da je ulje uvijek u kontaktu sa visokotemperaturnom parnom komorom, gubitak topline je minimalan, što ovu metodu razvoja čini ekonomičnom.

Prema prognozi IEA, Kanada će u budućnosti biti jedan od pokretača rasta proizvodnje nekonvencionalne nafte. U periodu 2011–2035 proizvodnja kanadskog katranskog pijeska će se povećati 2,7 puta, što će nadoknaditi pad proizvodnje tradicionalne nafte u zemlji. Pod uslovom da se reše ekološki problemi i obezbedi neophodna infrastruktura naftovoda, očekuje se izvoz kanadske nafte na tržište SAD i Azije.

Ekstra teška nafta iz Venecuele. Venecuelanski projekti ekstra teške nafte u pojasu Orinoka trenutno osiguravaju oko 30 miliona tona nafte, što predstavlja oko 16 posto svjetske proizvodnje nekonvencionalne nafte. Pri vađenju venecuelanske nafte koriste se vertikalne i multilateralne horizontalne bušotine, kao i termalne metode (na primjer SAGD i CSS). Nafta iz projekata se naftovodom doprema do obale Meksičkog zaljeva, gdje se prerađuje u pogonima za nadogradnju u sintetičku naftu, koja se uglavnom otprema za izvoz.

Prioritet venecuelanskih vlasti i državne naftne i gasne kompanije PDVSA je realizacija niza velikih projekata za proizvodnju ekstra teške nafte u regijama Junin i Carabobo (Orinoko pojas). Ponovna procjena resursne baze Orinoco pojasa 2010. povećala je rezerve Venecuele za više od 40 posto (u odnosu na 2009.). Zbog nerazvijenosti transportne, energetske i telekomunikacione infrastrukture, pokretanje novih projekata će vjerovatno biti odloženo.

Uzimajući u obzir gore navedeno, Venecuela se s pravom može smatrati najvećim svjetskim pokretačem rasta proizvodnje nekonvencionalnih ugljikovodika na dugi rok. Prema procjenama IEA, u periodu 2011–2035. proizvodnja super-teške nafte u Venecueli će se povećati za 3,5 puta.

Osim u Venecueli i Kanadi, super-teška ulja i prirodni bitumen proizvode se ili planiraju za proizvodnju u bliskoj budućnosti u SAD-u, Kini, Rusiji, Kazahstanu, Indoneziji, Brazilu, Kongu, Madagaskaru, Ekvadoru itd. Kanadi i Venecueli, u budućnosti je primjetan porast proizvodnje, prema procjenama IEA, to mogu pokazati samo Kina i Rusija. U Rusiji dominira proizvodnja teških, visoko viskoznih ulja termičke tehnologije, slično SAGD (na poljima Yaregskoye i Ashalchinskoye u Republici Komi) i ubrizgavanje rashladnog sredstva (uključujući paru) u rezervoar. Treba naglasiti da su se slične tehnologije u Rusiji pojavile ranije od zapadnih tehnologija, odnosno da su ove tehnologije analogi ruskih tehnologija.

Teško povrativa nafta u Rusiji. Prema podacima Svjetskog energetskog savjeta, geološke rezerve ultraviskozne nafte i prirodnog bitumena u Rusiji iznose 55 milijardi tona. Nadoknadive rezerve nafte visokog viskoziteta (više od 30 mPas) početkom 2013. godine u Ruskoj Federaciji u cjelini su u kategoriji ABC1 - 1980,291 miliona tona ili 10,99%, uključujući i polja:

U Sjeverozapadnom federalnom okrugu - 436,037 miliona tona (2,42%);

U Južnom – 7,708 miliona tona (0,04%);

Na Severnom Kavkazu - 1,948 miliona tona (0,01%);

U Privolžskom - 844,297 miliona tona (4,68%);

Na Uralu - 651,590 miliona tona (3,62%);

U Sibiru - 3,544 miliona tona (0,02%);

Na Dalekom istoku - 7,487 miliona tona (0,04%);

Na polici Ruske Federacije - 27,680 miliona tona (0,15%).

Treba napomenuti da su u 2012. godini dokazane nadoknadive rezerve visokoviskozne nafte u Ruskoj Federaciji u cjelini porasle za 58,053 miliona tona ili 3,02 posto. U Rusiji je uobičajeno klasifikovati naftu sa viskoznošću u uslovima ležišta većim od 200 mPa*s kao superviskozna ulja. U poreske svrhe, ulje viskoziteta iznad 200 mPas klasificira se kao ultraviskozno, što je križ između teških, visoko viskoznih ulja i prirodnog bitumena.

Naslage superviskozne nafte i prirodnog bitumena u Rusiji koncentrisane su uglavnom u Volgo-Uralskoj (Tatarstan, Udmurtija, Baškortostan, Samarska oblast i Permski region), Istočnom Sibiru (Tunguski basen) i Timan-Pečorskoj naftno-gasnoj provinciji.

Prirodni bitumeni Rusije. Trenutno u Rusiji brojne naftne i gasne kompanije provode pilot projekte za ekstrakciju prirodnog bitumena. Najaktivniji razvoj nalazišta superviskoznih ulja i bitumena vrši se u Republici Tatarstan, za koju postoji nulta stopa poreza na vađenje minerala i preferencijalna izvozna carina na superviskozno ulje u skladu sa stavom 9. stavka 1. Član 342 Poreskog zakona Ruske Federacije. Ukupno, od početka razvoja, više od 300 hiljada tona superviskozne nafte proizvedeno je na poljima OAO Tatneft.

Testiranje tehnologija za proizvodnju superviskozne nafte započeo je Tatneft na Mordovo-Karmalskom polju daleke 1978. godine metodom sagorevanja na licu mesta, stimulacije parom i gasom i visokofrekventnog zagrevanja pomoću vertikalnih bušotina. Od 2006. godine na Ašalčinskom polju je pokrenut pilot projekat testiranja modifikovane SAGD tehnologije, a 2011. godine na polju je proizvedeno 41,5 hiljada tona nafte. Tatneft će izgraditi i fabriku za terensku preradu ultraviskozne nafte kapaciteta 300 hiljada tona godišnje.

Kako bi se potaknuo razvoj teško povrativih rezervi nafte, utvrđene su snižene stope poreza na vađenje minerala u zavisnosti od kategorije složenosti i snižene izvozne carine za ultraviskozno ulje. Federalni zakon br. 213-FZ od 23. jula 2013. godine, koji je stupio na snagu„O izmjenama i dopunama poglavlja 25. i 26. drugog dijela Poreskog zakonika Ruske Federacije i člana 31. Zakona Ruske Federacije „O carinskim tarifama“ zakonski su propisani poticaji za uključivanje u razvoj novih rezervi teško dostupnih. -oporaba ulja.

Međutim, ograničenja na iscrpljivanje rezervi (stepen iscrpljenosti nalazišta ugljikovodika nije prelazio više od 3%) u svrhu primjene diferencirane stope poreza na vađenje minerala u odnosu na naftu koja se teško može izvući isključila su mogućnost primjene povlastica. za projekte koji su već u razvoju.

Posebnost realizacije investicionih projekata za razvoj teško nadoknadivih rezervi nafte je zahtjev za kontinuiranom upotrebom skupih tehnologija i savremenih metoda povećanja iskorištenja nafte, za koje se procjenjuje da su 3-4 puta skuplje od nafte. proizvodnja iz tradicionalnih ležišta. Bez stalnog povećanja broja i traženja novih metoda razvoj ovih objekata je gotovo nemoguć. Kao rezultat toga, u postojećem sistemu oporezivanja, ekonomski rezultati daljeg razvoja realnih teško nadoknadivih ležišta ne dostižu pozitivne vrijednosti.

Trenutno je Državna duma primila zakon br. 414175-6 „O izmjenama i dopunama člana 342-2 drugog dijela Poreskog zakonika Ruske Federacije“, prema kojem se nulta stopa poreza na eksploataciju minerala primjenjuje na ležišta teško dostupnih. - povratiti rezerve nafte sa stopom iscrpljivanja do 10 posto. Implementacija ove poreske olakšice doprinijeće održavanju i povećanju obima proizvodnje nafte izvučene iz ležišta teško nadoknadivih rezervi kroz ekonomski opravdano korištenje inovativnih tehnologija u realizaciji investicionih projekata za već razvijene kompleksne podzemne rezerve.

Očekivani budžetski i multiplikativni efekat od usvajanja zakona o diferencijaciji poreza na vađenje minerala za čitav period razvoja teško obnovljive nafte u budućnosti do 2032. godine iznosiće oko 2 triliona. rub. uz dodatnu proizvodnju od oko 326 miliona tona nafte.

Visoko viskozno ulje u Rusiji. Lukoil razvija naftne resurse visokog viskoziteta sa polja Yaregskoye i Usinskoye (Republika Komi) koristeći metode termičke eksploatacije nafte (SAGD, CSS tehnologije). Ukupna proizvodnja nafte na poljima je više od 3 miliona tona godišnje. Kompanija RITEK OJSC na svojim poljima testira tehnologiju stimulacije pare i gasa u bušotini, kreiranu za potrebe razvoja visokoviskoznih rezervi nafte.

O pripadajućim obojenim metalima. U Rusiji se teška ulja klasificiraju kao alternativni izvori ugljikovodičnih sirovina, jer se od konvencionalnih ulja razlikuju ne samo po povećanoj gustoći, već i po sastavu komponenti. Osim ugljikovodika, teška ulja sadrže naftenske kiseline, sulfonske kiseline, etere i estre, kao i rijetke obojene metale u standardnim koncentracijama. Trenutno ne postoje efikasne tehnologije za ekstrakciju titana i njegovih spojeva, koji se nalaze, na primjer, u ulju Yarega. Važno je napomenuti da u Rusiji ne postoji nijedno preduzeće koje proizvodi titanijum dioksid, a značajne potrebe za titanijumskim koncentratima i pigmentima proizvedenim na njihovoj bazi, u prisustvu domaćih rezervi sirovina, pokrivaju se uvozom.

Ekstrakcija pratećih komponenti iz teških, visoko viskoznih ulja je takođe zanemarena u drugim regionima - posebno u naftno-gasnoj provinciji Volga-Ural. Teška ulja iz ovih nalazišta su najbogatija metalima i ukupno sadrže više od 100 hiljada tona nadoknadivih rezervi vanadijum oksida i 4,6 hiljada tona nikla. Rekordne vrijednosti vanadij pentoksida sadržane su u nalazištima Uljanovske regije: Zimnitsky - 659-1954 g/t, Kondakovsky - 1922 g/t, Filippovsky i Severo-Filippovsky - 1130-1219 g/t.

Vanadijum i nikal ekstrahovani iz teške, visoko viskozne nafte kvalitativno su superiorniji od svojih analoga dobijenih iz rude. Stoga razvijene zemlje radije koriste metal „naftu” u inovativnim tehnologijama, koje zahtijevaju veću čistoću nego u ljevaonici. Na primjer, Kanada i Japan dobivaju vanadij u potpunosti iz teških, visoko viskoznih ulja; u SAD-u se više od 80% vanadijuma ekstrahuje iz nafte. Od 2003. godine potražnja za vanadijem je počela ubrzano rasti, a ovaj trend će se vjerovatno nastaviti.

Teška, visoko viskozna ulja sadrže i jedinstvene komponente kao što su naftenske kiseline, sulfonske kiseline, eteri i estri, koji se mogu ekstrahovati tokom obrade prema posebnoj shemi. Trošak ovih komponenti u obimu komercijalnih proizvoda dobivenih kao rezultat prerade može premašiti cijenu naftnih derivata. Dakle, da bi se povećala ekonomska efikasnost razvoja teških, visoko viskoznih ulja, potrebne su moderne tehnologije za proširenje asortimana tržišnih proizvoda dobijenih ekstrakcijom i preradom ovih sirovina.

Stvaranje novih efikasnih tehnologija za pripremu i preradu teških nekonvencionalnih ugljikovodičnih sirovina je hitan zadatak, čije će rješenje značajno poboljšati reprodukciju ruske sirovinske baze kroz ekonomski održivo uključivanje u razvoj nalazišta visokog viskoziteta. ulja i prirodnog bitumena.

O faktoru povrata nafte. U posljednjih 30 godina u Rusiji je prosječni projektni faktor iskorištenja nafte (u daljem tekstu faktor iskorištenja nafte) smanjen sa 40–41 na 33–34%, što je povezano s pogoršanjem strukture rezervi, tj. povećanje broja nalazišta sa teško nadoknadivim rezervama, uključujući objekte sa anomalnom naftom. Za razvoj većine ovih ležišta u svjetskoj praksi široko se koriste moderne tehnologije koje se mogu koristiti u najtežim geološkim uvjetima. To uključuje termičke, gasne, hemijske, mikrobiološke metode, njihove različite modifikacije i kombinacije.

U Rusiji se gotovo sva polja, bez obzira na specifičnosti njihovih geoloških karakteristika, razvijaju tradicionalnim tehnologijama: plavljenjem ili prirodnim načinom. Istovremeno, očito je da je korištenje plavljenja neefikasno na brojnim poljima sa karbonatnim, pukotinsko-poroznim ležištima i anomalnom naftom. Za mnoge od njih, faktor povrata nafte je manji od 15-20%.

Tipičan primjer je razvoj dva susjedna permo-karbonska ležišta Vozeiskoye i Usinskoye polja, predstavljena napuknutim karbonatnim rezervoarom. Očekivani konačni faktor povrata nafte permo-karbonske akumulacije Vozeiskog polja, koja sadrži laku naftu i razvijena plavljenjem, neće prelaziti 15%. Istovremeno, faktor oporavka permokarbonske akumulacije polja Usinsk, koja ima složeniju i heterogeniju strukturu ležišta i viskozitet koji sadrži naftu 700 mPa*s, sa termičkom izloženošću će biti najmanje 30%. To se objašnjava činjenicom da prilikom pumpanja u puknutu formaciju hladnom vodom Niskopropusni intervali, koji uključuju glavne rezerve nafte, blokirani su vodom koja je ispunila visokopropusne kanale, te ih je gotovo nemoguće uključiti u razvoj. Takvi objekti zahtijevaju tehnologije koje mogu efikasno utjecati na rezervoare niske propusnosti. To uključuje termičke metode. Kada se u formaciju upumpava rashladna tečnost, koja takođe probija visoko propusne zone, manje propusni delovi rezervoara se zagrevaju zbog toplotne provodljivosti i uvlače u razvoj. U tom smislu, ležišta lake nafte ograničena na karbonatne i pukotinsko-porozne ležišta, posebno sa hidrofobnim karakteristikama, takođe se mogu smatrati perspektivnim objektima za primenu termičkih metoda.

Indikativno je iskustvo drugih zemalja, na primjer Sjedinjenih Država, gdje je prosječan projektni faktor iskorištenja nafte sa znatno lošijom strukturom rezervi 41 posto zbog široke upotrebe novih tehnologija. Od 360 projekata koji koriste moderne metode poboljšane povrata nafte (EOR) implementiranih u svijetu 2008. godine, 166 projekata (46%) su bile termalne metode, uglavnom termalne pare, a 70 projekata (42%) se koristilo u Sjedinjenim Državama. Rezultati analize pokazuju da se termičke metode efikasno koriste u širokom rasponu viskoziteta nafte (20–50 000 mPa*s) u visoko heterogenim pukotinama ležišta. U posljednje vrijeme u različitim zemljama svijeta termalnim metodama se godišnje proizvede oko 80 miliona tona nafte, što je 65% ukupne svjetske proizvodnje primjenom EOR-a.

Relevantnost problema razvoja visokoviskoznih ulja za Republiku Komi je zbog činjenice da njihove rezerve čine oko 50% svih dokazanih rezervi nafte. Samo u poljima Yaregskoye i Usinskoye, koja su u fazi razvoja, preostale geološke rezerve nenormalno viskozne nafte iznose oko milijardu tona. Trenutno je Republika Komi jedina regija u zemlji u kojoj se nenormalno viskozna nafta proizvodi u velikim industrijskim razmjerima već desetljećima korištenjem modernih termičkih metoda. Od 01.01.2013. ovdje je proizvedeno 88 miliona tona nafte, uključujući oko 34 miliona tona zbog ubrizgavanja pare u formacije. Od 2,5 miliona tona godišnje proizvodnje visokoviskoznog ulja, oko milion tona je obezbeđeno termičkim metodama.

Tokom eksploatacije ovih polja, akumulirano je veliko terensko iskustvo u razvoju novih tehnologija i tehničkih sredstava za proizvodnju visokoviskoznih ulja u različitim geološkim i terenskim uslovima: razvijena je jedinstvena metoda termičkog rudarstva koja ga je učinila moguće povećati faktor povrata nafte sa 5 na 55–60%; Po prvi put u zemlji, na Usinskom polju ovladana je tehnologija i tehnička sredstva za injektiranje pare temperature veće od 300°C na dubinu od 1400 m. Međutim, unatoč ovim dostignućima, mora se napomenuti da je potencijal ogromnih resursa visokoviskozne nafte nedovoljno iskorišten: obim ubrizgavanja pare i proizvodnje nafte praktički se nije povećao u posljednjih deset godina, a stopa povlačenja nafte je samo 0,6% početnih nadoknadivih rezervi.

Razlozi smanjenog povrata nafte. Nastala je situacija da naftne kompanije (osigurane rezervama) u praksi nisu zainteresirane za korištenje savremenih metoda poboljšanog povrata nafte (u daljnjem tekstu - EOR), već koriste metode selektivnog intenziviranja proizvodnje nafte iz aktivnih rezervi, uključujući i ako dovode do smanjenje projektovanog povrata ulja. Istraživači s pravom primjećuju da je u periodu visokih cijena nafte, većina proizvodnih kompanija u Rusiji, u nastojanju da ostvari višak profita, intenzivno birala ugljovodonike iz visokoprinosnih zaliha bušotina, što je dovelo do transfera značajnog dijela nadoknadive rezerve do teško nadoknadivih i, posljedično, do ogromnih gubitaka ugljovodonika. Dodatna proizvodnja zbog upotrebe modernog EOR-a u Rusiji se stalno smanjuje i njen obim u ukupnoj proizvodnji nafte praktički nije primjetan.

Očigledno je da proizvodnja na poljima sa teško nadoknadivim rezervama korišćenjem savremenih EOR-a zahteva dodatne troškove i, obrnuto, njihovo napuštanje i razvoj pristupačnih polja smanjuje cenu sirovina, što odgovara kompanijama, akcionarima i investitorima, jer obezbeđuje profit. Istovremeno, tzv neprofitabilne bušotine, koncept koji se široko koristi u literaturi i poslovanju, ali ga nema u ruskom zakonodavstvu.

Neophodno je uvažiti deklarativne zahtjeve člana 23. Saveznog zakona „O podzemnoj zemlji“ o što potpunijem izvlačenju rezervi iz podzemlja, budući da ne postoji dobro razvijen pravni mehanizam za njihovu primjenu. Stoga domaći korisnici podzemlja ostavljaju neprofitabilne bušotine bez razvoja (što je dozvoljeno važećim zakonodavstvom), čime se smanjuje oporavak nafte i povećava udio teško povratnih rezervi. Povećanje iskorištavanja nafte i na osnovu toga povećanje nadoknadivih rezervi je zadatak države. U kontekstu suprotstavljenih interesa države i korisnika podzemlja po ovom pitanju, efikasnost proizvodnje nafte određena je razvojem novih savremenih metoda povrata nafte, čija će implementacija osigurati reprodukciju sirovinske baze, stabilan razvoj. industrije, a time i valutne i energetske sigurnosti Rusije.

Razvoj i implementacija efektivnog EOR-a je strateški zadatak za sve zemlje koje proizvode naftu. Rešava se na dva načina: finansiranjem državnih programa za terensko ispitivanje i razvoj savremenih EOR-a (SAD, Kanada, Norveška, Indonezija, Kina (program „Re-razvoj starih polja”); zakonska regulativa koja ima za cilj stimulisanje korisnika podzemnih voda da učestvuje u realizaciji državnih programa.

U inostranstvu, napori u ovim oblastima daju rezultate. Najnovija istraživanja pokazuju da su se u proteklih 15 godina, na osnovu industrijskog razvoja modernog EOR-a, dokazano nadoknadive rezerve u svijetu povećale za 1,4 puta - za 65 milijardi tona, a projektna iskorištenost nafte se približila 50 posto (u SAD). , što je 1,6 puta više nego u Rusiji. Ove brojke su postignute uz primjetno pogoršanje strukture rezervi i povećanje udjela teško povrativih i nekonvencionalnih naftnih resursa.

IN Ruska praksa Oba načina još ne funkcionišu. Država nema jasnu, naučno utemeljenu i konceptualno verifikovanu politiku upravljanja racionalnim korišćenjem podzemlja, sposobnu da spreči propadanje strukture rezervi korišćenjem EOR. Bez vladine regulative, ovaj proces nije pokrenut.

Glavni razlozi za spor razvoj teških, visoko viskoznih ulja u Rusiji:

● nepostojanje državnog programa za proučavanje i razvoj resursne baze teško nadoknadivih rezervi;

● nedostatak jedinstvenog pristupa klasifikaciji teško povrativih rezervi (uključujući teška, visoko viskozna ulja) i, kao posljedica toga, vrlo nejasne ideje o veličini njihovih rezervi i predviđenim resursima;

● gotovo potpuni prestanak fundamentalnih istraživanja u cilju razvoja naučne osnove za stvaranje efikasnih proizvodnih tehnologija, sredstava i sistema za mjerenje količine izvađenih teško izvodljivih resursa, transporta i prerade teških visokoviskoznih ulja;

● nedostatak efikasnih industrijskih tehnologija i tehničkih sredstava za razvoj teških, visoko viskoznih ulja, nedovoljan obim pilot projekta za testiranje novih proizvodnih tehnologija;

● nesavršena poreska politika, visoki troškovi proizvodnje povlašćene nafte.

Aktivnosti Vlade Ruske Federacije na stimulaciji preduzeća za proizvodnju nafte. Vlada Ruske Federacije predlaže razvoj integriranog pristupa primjeni poreskih i carinskih olakšica.

Trenutno je započet rad na primjeni metodologije za utvrđivanje valjanosti korištenja posebnih formula za obračun izvoznih carina na naftu. Istovremeno se radi na prelasku na oporezivanje eksploatacije prirodnih resursa na osnovu rezultata finansijskih i ekonomskih aktivnosti organizacije (porez na finansijski rezultati). Ovaj oblik povlačenja rente koristi se u poreskim sistemima brojnih razvijenih zemalja proizvođača nafte, posebno u Norveškoj i Velikoj Britaniji, i najefikasniji je sa ekonomske tačke gledišta.

Prelazak na porez na finansijske rezultate ruskog naftnog sektora mogao bi pomoći privlačenju značajnog dijela neefikasnih i problematičnih rezervi nafte u razvoj, što bi u budućnosti omogućilo povećanje obima proizvodnje u Ruskoj Federaciji i kao rezultat, poreska osnovica.

Predlaže se preispitivanje sistema proizvodnje ugljovodonika u Rusiji, koji se ranije uspješno koristio, ali danas više ne ispunjava goruće izazove industrije. Prema riječima ministra Ministarstva prirodnih resursa Rusije S.E. Donskog, teorija, metodologija i proizvodne tehnologije dizajnirane su za najbrži i relativno jeftin razvoj potencijala nafte i plina. Trenutna promjena prioriteta u pravcu proširenja i razvoja teško nadomjestivih rezervi zahtijevat će nove pristupe geološkim istraživanjima, klasifikaciji i procjeni resursa.

Planirano je stvaranje prvog „pilot” poligona za testiranje regulatornih i organizacionih rješenja u Tomskoj regiji, gdje su koncentrisana velika nalazišta teško izvućivih ugljovodonika.

Istovremeno, stručnjaci iz JSC Rosgeologiya sumirali su prijedloge korisnika podzemlja i naučnih instituta Rosnedre o stvaranju federalnih poligona za testiranje tehnologija za ekstrakciju nekonvencionalnih resursa. Rosgeologija je predložila stvaranje osam specijaliziranih poligona za testiranje različite vrste nekonvencionalni i teško obnovljivi resursi sa različitim tipovima slojeva ležišta u Tomskoj i Tjumenskoj oblasti (nafta formacije Bazhenov), republikama Baškortostan i Tatarstan (nafta iz ležišta Domanik), Kalinjingradskoj oblasti (gas silura škriljca), Irkutsku regiju (nafta i plin vendsko-kambrijskih niskopropusnih karbonatnih rezervoara), na sahalinskom šelfu (gasni hidrati) i na Arktiku (jursko-kredni terigeni depoziti).

Program stvaranja saveznih poligona za testiranje tehnologija za vađenje teško nadoknadivih rezervi trebao bi uključiti stvaranje državnih referentnih lokacija i mobilnih referentnih instalacija za istraživanje i ispitivanje sredstava i metoda za mjerenje količine izvađenih teško dostupnih rezervi. povratiti rezerve, čija će upotreba povećati pouzdanost formiranja državnog bilansa minerala u skladu sa zahtjevima Federalnog zakona Ruske Federacije od 23. jula 2013. br. 213-FZ „O izmjenama i dopunama poglavlja 25 i 26 od Drugi dio Poreskog zakonika Ruske Federacije i član 3.1 Zakona Ruske Federacije „O carinskim tarifama“.

Očekuje se da će ovi objekti biti spojeni u jedinstven sistem federalnih poligona, gdje će se razrađivati zadaci stvaranja isplativih tehnologija za razvoj takvih resursa. Integrisani pristup će nam omogućiti da razvijemo tehnološka rješenja za najpristupačnije vrste netradicionalnih i teško izvodljivih resursa. Moraju se preduzeti zakonodavne, regulatorne i podsticajne mere koje bi omogućile zainteresovanost učesnika za rešavanje problema isplativog razvoja takvih resursa.

Projekat podrazumeva saradnju sa državnim agencijama, regionalnim vlastima, korisnicima podzemlja koji rade u regionima gde se deponije nalaze od strane korisnika podzemlja kompanija Gazprom njeft, Tatneft, Bašnjeft, Surgutneftegaz, Irkutska naftna kompanija, Tomskneft, „GAZPROM, LUKOIL. Takva saradnja, uzimajući u obzir interes korisnika podzemlja za rezultat, omogućit će iznalaženje optimalnih tehnoloških rješenja.

U cilju ubrzanja razvoja nalazišta teških, visoko viskoznih ulja i prirodnog bitumena, prvenstveno u evropskom dijelu zemlje, Komitet podržava akcije Vlade Ruske Federacije koje imaju za cilj:

● intenziviranje istražnih radova;

● uvođenje efikasnih proizvodnih tehnologija;

● stvaranje novih kapaciteta za preradu teških, visoko viskoznih ulja, što omogućava dobijanje visokotehnološke robe;

● sprečavanje gubitaka vrijednih povezanih komponenti sadržanih u teškim, visoko viskoznim uljima;

● rješavanje ekoloških problema vezanih za proizvodnju i preradu teških, visoko viskoznih ulja;

● vladini podsticaji za razvoj polja sa teško povrativim rezervama, uključujući uvođenje novih tehnologija povrata nafte.

Vladi Ruske Federacije:

●razmotriti mogućnost uvođenja u zakonodavstvo Ruske Federacije definicije „ekonomski teško naplativih rezervi“, definišući ih kao rezerve čiji razvoj se ne može vršiti sa profitabilnošću većom od stope refinansiranja Centralne banke;

● zakonski propisati definicije viskozne, visokoviskozne, superviskozne nafte na osnovu predloga Ministarstva prirodnih resursa Rusije, Ruskog državnog univerziteta za naftu i gas po imenu I.M. Gubkin i Državna komisija o rezervama (u daljem tekstu - GKZ);

● razmotriti izvodljivost stvaranja radne grupe za modernizaciju ruskog naftnog i gasnog sektora u okviru vladine komisije za sektor goriva i energije i reprodukciju baze mineralnih sirovina;

● razmotriti mogućnost stvaranja sveruskog instituta za naftu, uključujući u svoj sastav Centralnu komisiju za razvoj polja (CDC), Komitet državnih rezervi i industrijske naučne institute;

● izraditi nacrt saveznog zakona o malom biznisu u sektoru nafte i gasa;

● razviti skup mjera za stimulaciju upotrebe metoda poboljšane iskorištavanja nafte, uključujući zakonodavnu kodifikaciju poreskih olakšica za preduzeća i korisnike podzemnih voda koji razvijaju „ekonomski teško povratne rezerve“

korištenje inovativnih tehnologija;

● razviti set mjera za podsticanje, kroz sistem oporezivanja, zamjenu izvoza sirove nafte izvozom rafiniranih proizvoda visoke dodane vrijednosti;

● razmotriti mogućnost utvrđivanja sniženih stopa poreza na vađenje minerala u odnosu na naftu proizvedenu u podzemnim područjima koja sadrže rezerve teških, visoko viskoznih ulja, uz diferenciranje preferencijalnih stopa u linearnoj zavisnosti od vrijednosti viskoziteta nafte, sa viskozitetom nafte jednakim 200 mPas, na nivou 100 posto i sa viskozitetom ulja od 30 mPas na nivou od 0 posto zakonom utvrđene stope poreza na proizvodnju;

● kreirati mehanizam preferencija za uvoznu opremu neophodnu za razvoj ulja koje se teško izvlači;

● prilikom stvaranja federalnih poligona u Ruskoj Federaciji za testiranje tehnologija za ekstrakciju nekonvencionalnih resursa, predvidjeti formiranje, na primjer, na bazi OAO Tatneft, Državnog referentnog poligona za testiranje sistema i sredstava za mjerenje protoka i količina visokoviskoznih ulja, prirodnog bitumena i pratećeg naftnog gasa;

● da bi se smanjili troškovi transporta, preraditi visokoviskozno ulje u preduzećima što bliže regionima njegove proizvodnje;

● u cilju razvoja inovativnih pristupa razvoju ležišta visokoviskoznih i superviskoznih ulja i prirodnog bitumena, kao i obezbjeđivanja kvalifikovanog kadra na svim nivoima, formirati „Istraživačko-obrazovni klaster u oblasti povećanja efikasnosti istraživanje i razvoj nalazišta visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena.”

Preporučljivo je da se ovaj klaster rasporedi u regiji u kojoj postoji ribarska, proizvodna i naučno-obrazovna baza. Predlaže se stvaranje pilot verzije klastera u Republici Tatarstan koji se sastoji od OJSC TATNEFT, TatNIPIneft, Kazanskog federalnog univerziteta, Almetjevskog državnog naftnog instituta i Leninogorskog naftnog koledža. U budućnosti, oblast prerade teških ugljovodoničnih sirovina takođe može biti povezana sa ovim klasterom uz učešće Nizhnekamskneftekhim OJSC i Kazanskog istraživačkog tehnološkog univerziteta KNITU (KKhTI);

● razmotriti mogućnost izrade nacrta saveznog zakona

“O visokoviskoznoj nafti i prirodnom bitumenu” uz privlačenje državnih sredstava iz saveznog budžeta za provođenje naučno-istraživačkog rada i organizaciju početka proizvodnje;

● razmotriti mogućnost kreiranja baze podataka o sastavu i svojstvima teških, visoko viskoznih ulja.

Vladi Ruske Federacije, Državnoj Dumi Federalne skupštine Ruske Federacije, menadžerima i vlasnicima industrijskih kompanija:

● preduzimanje mjera za organizovanje rada u cilju prioritetnog sistemskog unapređenja mehanizama i tehnologija upravljanja u ekstraktivnim industrijama gorivnog i energetskog kompleksa;

● razviti mjere za podsticanje uključivanja u razvoj rezervi ugljovodonika koje su klasifikovane kao teško obnovive, uključujući izradu zakonskih izmena koje imaju za cilj stimulisanje korisnika podzemlja da prošire upotrebu metoda poboljšane eksploatacije nafte i povećaju faktor povrata nafte.

● skrenuti pažnju naučne javnosti na potrebu sprovođenja fundamentalnih istraživanja za rešavanje problema proizvodnje visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena, njihovog razvoja i prerade;

● u cilju zaštite autorskih prava Rusa, pripremiti prijedloge za pojašnjenje naziva tehnologija i metoda koje su prvobitno razvili ruski naučnici i istraživači u oblasti istraživanja, proizvodnje i razvoja podzemnih područja koja sadrže rezerve ugljovodonika, uključujući ulja koja se teško izvlače .

Državna duma Federalne skupštine Ruske Federacije:

● ubrzati razmatranje Nacrta saveznog zakona br. 143912-6 „O državnom strateškom planiranju“;

● ubrzati razmatranje nacrta federalnog zakona br. 414175-6 „O izmjenama i dopunama člana 342-2 drugog dijela Poreskog zakonika Ruske Federacije“, razvijen za jačanje mjera poreskih podsticaja za implementaciju investicionih projekata na podzemnim područjima pod razvoj koji sadrži rezerve nafte koja se teško izvlači;

● razmotriti nacrte saveznih zakona koji imaju za cilj zakonodavno usvajanje mjera za podsticanje korisnika podzemlja da koriste poboljšane metode povrata nafte i povećaju faktor povrata nafte pri razvoju rezervi visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena kao prioritet i predmet prioritetnog razmatranja od strane Državne Dume .

Predsjedavajući
Komitet Državne Dume za energetiku
I.D. Grachev

Uvod

Najvažnija komponenta sirovinske baze naftne industrije ne samo u Rusiji, već iu nizu drugih zemalja proizvođača nafte u svijetu su rezerve teških ulja visokog viskoziteta i prirodnog bitumena. Prema različitim procjenama, njihove se rezerve kreću od 790 milijardi tona do 1 bilion. t., što je 5-6 puta više od preostalih nadoknadivih rezervi nisko i srednje viskoznih ulja, koje iznose oko 162 milijarde tona.

Danas visokoviskozna ulja i bitumeni nisu najpopularnija vrsta ugljikovodičnih sirovina, međutim, neke zemlje su ih odabrale kao alternativu tradicionalnoj nafti i plinu. Posebni izgledi za primjenu povezani su s uvođenjem tehnologija proizvodnje sintetičkih ulja. Gotovo polovina kanadske nafte je sintetička, a stopa vađenja bitumena i proizvodnje nafte na bazi nje u Venecueli stalno raste.

Geološke rezerve visokoviskozne nafte i bitumena u Rusiji kreću se od 6 do 75 milijardi tona, ali njihova upotreba zahtijeva korištenje posebnih skupih tehnologija, jer ih je teško prerađivati, zbog visokog viskoziteta ih je teško pumpati. ne teče dobro u bušotini, a čak i sa velikim rezervama teško je odabrati velike protoke. Visoko viskozna ulja su jeftinija na tržištu, spadaju u niskokvalitetne kategorije i ne postoji poseban lov na njih kako bi ostvarili veliki profit, tako da su mnoge ruske kompanije spremne da ulažu značajna sredstva u razvoj polja i prerada visokoviskoznih ulja.

Nažalost, ekstrakcija prirodnog bitumena i visokoviskoznih ulja još uvijek je neisplativa. Kao i svaka nova perspektivna proizvodnja, razvoj resursa i organizacija prerade teških ulja u početku zahtijeva podršku.

Potrebne su hitne mjere za podsticanje razvoja visokoviskoznih nalazišta nafte. Govoreći o stimulisanju ovog pravca, potrebno je, po mom mišljenju, napomenuti da se on odvija, ali nažalost u meri koja ne dozvoljava tako važan vektor naftne industrije kao što je industrijski razvoj rezervi teške nafte, uključujući, naravno i stvaranje odgovarajuće infrastrukture za sakupljanje, transport i preradu ove vrste ugljovodonika.

Što se tiče geografije rezervi visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena, treba napomenuti da su bazeni sa ovim ugljovodonicima raspoređeni uglavnom na evropskom području Rusije: Volga-Ural, Dnjepar-Pripjat, Kaspijski i Timan-Pechora. Izuzetak je Jenisejsko-Anabarski bazen s visokoviskoznim uljima, koji se nalazi u istočnom Sibiru. Teritorija ovih basena sadrži veliki broj ležišta teško vađenih sirovina. Od njih možemo izdvojiti najpoznatija, proučavana i razvijena ležišta, kao što su: Usinskoye i Yaregskoye (Republika Komi), Gremikhinskoye, Mishkinskoye, Listvenskoye (Udmurtia), Južno-Kara, Zybza-Glubokiy Yar, Severni Krim ( Krasnodar region), Ashalchinskoye i Mordovo-Karmalskoye (Tataria).

Navedena polja se koriste kao objekti za pilot industrijski razvoj visokoviskozne nafte i prirodnog bitumena.

Kompanije kao što su OJSC Lukoil, OJSC RITEK, OJSC Komineft, OJSC Udmurtneft, OJSC Severnaya Neft aktivno rade na proučavanju, poboljšanju i stvaranju tehnologija za razvoj nalazišta teške nafte. Proučavaju se i unapređuju metode izlaganja toploj vodi, rastvaračima, alkalijama, pari, kiselinama, tehnologijama suvog i mokrog sagorevanja na licu mesta, kao i kombinacije metoda.

U ovom radu će se raspravljati o različitim metodama za razradu polja s naftom visokog i visokog viskoziteta, kao io nekim metodama za razvoj prirodnih ležišta bitumena. Treba napomenuti da se metode za izradu ležišta bitumena mogu značajno razlikovati od metoda za razvijanje viskoznih nalazišta nafte, ali u nekim slučajevima metode mogu biti primjenjive i na jedno i na drugo ležište. Na izbor metode uglavnom utječu geološka i fizička svojstva naftonosnih ležišta i fizička svojstva fluida za zasićenje.

Opće informacije o nalazištima visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena

Prema klasifikaciji koja se najčešće koristi u svjetskoj praksi, teška ulja su tekućine ugljovodonika gustine 920–1000 kg/m3 i viskoziteta od 10 do 100 mPa s, a prirodni bitumeni su slabo teče ili polučvrste mješavine pretežno sastav ugljovodonika sa gustinom većom od 1000 kg / m 3 i viskozitet iznad 10.000 mPa s. Srednju grupu između bitumena i teških ulja čine tzv. super-teška ulja viskoziteta od 100 do 10.000 mPas i gustine oko ili nešto više od 1000 kg/m3. Mnogi autori kombinuju teška i super-teška ulja. ulja pod općim nazivom - teška ulja ili ulja visokog viskoza.

Viskoznost u uslovima ležišta za polja teške nafte varira od relativno niskih vrijednosti od 20 mPas do vrijednosti viskoziteta bliskih onima prirodnog bitumena (9000 mPas). Štaviše, većina naslaga ima viskozitet unutar 1000 mPa s.

Tipično, ležišta teške nafte karakteriziraju prilično visoka kapacitivna svojstva. Vrijednosti poroznosti mogu se kretati od 20% do 45%. U isto vrijeme, rezervoare karakterizira disekcija i značajna heterogenost filtracijskih svojstava (propusnost može varirati od stotinki do nekoliko jedinica mikrona 2).

Ležišta teške nafte nalaze se na svim dubinama od 300 metara do dubina od preko 1500 metara. Istovremeno, udio bilansnih rezervi visokoviskoznih ulja lociranih na dubinama preko 1500 metara iznosi samo 5% svih rezervi. Najznačajnija ležišta u pogledu rezervi nalaze se u dubini od 1000-1500 metara. Vrlo često visokoviskozna naftna polja predstavljaju složen višeslojni sistem u kojem različiti nivoi uljnog unosa imaju ne samo različite kapacitivnosti i svojstva filtracije, već i različita svojstva rezervoarskog fluida.

Glavna ležišta prirodnog bitumena nalaze se na vanjskim stranama mezozojsko-kenozojskih rubnih korita uz štitove i lukove drevnih platformi (Kanadski, Gvajanski štitovi, Olenek luk). Depoziti mogu biti slojeviti, venski ili stockwork. Slojevite naslage (do 60 m) često pokrivaju više hiljada kvadratnih kilometara (Atabaska, Kanada).

Žilne i stočne naslage formiraju se duž puteva vertikalne migracije ugljikovodika duž tektonskih pukotina i zona regionalnih ruptura. Najveća venska tijela u Turskoj (Harbol, Avgamasya) dosežu dužinu od 3,5 km sa debljinom od 20–80 m i mogu se pratiti do dubine od 500 m. Pokrivne naslage nastaju zbog izlivenih ulja. Poznata su takozvana asfaltna jezera (Okhinskoye na Sahalinu, Peach Lake na ostrvu Trinidad, Guanoco u Venecueli).

Prirodni bitumeni su genetski, u različitom stepenu, degazirani, izgubivši lake frakcije, viskozni, polučvrsti prirodni derivati nafte (malte, asfalti, asfaltiti). Pored povećanog sadržaja asfaltensko-smolastih komponenti (od 25 do 75% tež.), velike gustine, abnormalnog viskoziteta, koji određuju specifičnosti proizvodnje, transporta i prerade, prirodni bitumeni se od niskoviskoznih ulja razlikuju po značajnom sadržaju. sumpora i metala, posebno vanadijevog pentoksida V2O5 i nikla (Ni) u koncentracijama uporedivim sa sadržajem metala u industrijskim rudnim ležištima u Rusiji i zemljama ZND (V2O5 do 7800 g/t) iu inostranstvu (V2O5 do 3500 g/ t). Ovim komponentama najviše su obogaćena prirodna nalazišta bitumena Volgo-Uralske, naftno-gasne provincije. Tako u bitumenima (malta-visokosmolno ulje) sadržaj sumpora dostiže 7,2% težinski, aV2O5 i Ni, 2000 g/t i 100 g/t. U asfaltitima regije Orenburg, koncentracija sumpora prelazi 6% - 8% tež., aV2O5 i Ni, 6500 g/t i 640 g/t. Dakle, prirodna ležišta bitumena moraju se posmatrati ne samo kao izvor monomineralnih sirovina za dobijanje samo nafte i njenih proizvoda, već, prije svega, sa stanovišta višekomponentnih sirovina.

U Rusiji su glavni izgledi za traženje prirodnog bitumena povezani sa stijenama permskih naslaga u centralnim regijama Volga-Ural bitumena, naftno-gasne provincije, tj. upravo na teritoriji gdje su rezerve konvencionalne nafte u najvećoj mjeri iscrpljene u odnosu na druge naftne regije Rusije. Gotovo 36% ruskih rezervi bitumena nalazi se u Tatarstanu, koji zauzima vodeću poziciju u zemlji po ovom pokazatelju. Većina akumulacija bitumena u permskim naslagama Tatarije ograničena je na slojeve koji leže na dubini od 50 do 400 m i pokrivaju gotovo cijeli dio permskog sistema. Bitumeni su teški (gustine 962,6–1081 kg/m3), visoko viskozni (do desetina i stotina hiljada mPa s), visoko smolasti (19,4–48,0%) i sumporni (1,7–8,0%). Bitumenski dio Permske naslage su složena formacija karbonatnih i terigenih rezervoara, formirajući prirodne rezervoare sa širokim spektrom akumulacijskih svojstava. Ostale regije koncentracije prirodnog bitumena predstavljaju teritorije Samare, Orenburške regije, Sjevernog Sahalina, Sjevernog Kavkaza, Republike Komi i nekih regija Sibira.

Poseban primjer ležišta teške nafte. Yaregskoye depozit

Polje Yaregskoye, administrativno, nalazi se u centralnom industrijskom regionu Republike Komi, sa visoko razvijenom infrastrukturom, 18 km jugozapadno od grada Ukhta. Sela koja postoje na polju (Yarega, Pervomaisky, Nizhny Domanik) povezana su jedno sa drugim i gradom Ukhta putem sa asfalt betonski kolovoz. U okviru sela Yarega nalazi se železnička stanica Yarega, severna glavna železnička pruga Vorkuta-Moskva. Naftno-titansko polje Yaregskoye potencijalna je sirovinska baza za snabdijevanje ruskog tržišta proizvodima iz prerade titanijumske rude i teške nafte. Njegova posebnost leži u činjenici da, pored velikih rezervi nafte, sadrži i ogromne rezerve titanijumske rude - više od 40% svih rezervi titanijumskih sirovina u Rusiji. Polje pripada istočno-timanskom naftno-gasnom regionu Timan-Pechora naftno-gasne provincije.

Tektonska pripadnost: Ukhta brachyanticlinal fold. Tip strukture: brahiantiklinala.

Ograničen je na široki blagi asimetrični antiklinalni nabor u sjeverozapadnom dijelu Ukhta-Ižemskog otoka na sjeveroistočnoj padini Timanske anteklize. Približni dio antiklinale komplikuje Yaregsky. Lokalna uzdizanja South Yaregsky, Lyayelsky i Vezhavozhsky. Nažalost, ležišta gornjeg i srednjeg devona su industrijski naftonosna. Oprost. Rezervoari su pukotinasti i porozni, predstavljeni kvarcnim pješčenicima (debljine 26 m). Akumulacija je kupolasta slojeva na dubini od 140–200 m i podijeljena je na blokove brojnim disjunktivnim rasjedama. Ulje je teško, visoko smolasto, viskozno, parafinsko; gustina od 0,932 do 0,959 (g/cm3). Od 1. januara 1997. proizvedeno je 17,7 miliona tona nafte. Godine 1941. geolog V.A. Kalyuzhny je ustanovio industrijski sadržaj minerala titanijuma u peščarima III sloja. Na Yaregi se gradi rudarsko-prerađivački kompleks za ekstrakciju i hemijsko obogaćivanje silicijum-titanovog koncentrata. Depozit razvijaju CJSC Bitran i LLC Comititan.

Dodatne informacije o polju Yaregskoye

Eksperimentalna eksploatacija polja od 1935. Do 1945. godine polje se razvijalo konvencionalnom metodom bušotina uz trokutastu mrežu sa rastojanjem između bušotina od 75–100 m. Proizvedeno je 38,5 hiljada tona nafte, iskorišćenost nafte nije prelazila 2%. Od kraja 1939. godine razrada se odvijala metodom okna (3 rudnika). Iz radne galerije u suprastratalnom horizontu, koji se nalazi 20–30 m iznad krova proizvodne formacije, ležište je bušeno kroz gustu mrežu bunara na svakih 15–25 m. sistem kosih bušotina iz radne galerije unutar proizvodne formacije. Dužina bušotina je 40-280 m, razmak između dna 15-20 m. Do 1972. proizvedeno je 7,4 miliona tona, iskorištavanje nafte je manje od 4%. Od 1972. godine počeo je rad termo rudnika ubrizgavanjem rashladnog sredstva u proizvodne formacije kroz injekcione bušotine iz nadslojne galerije. Naftu su uzimale proizvodne bušotine iz radne galerije proizvodne formacije. Osim nafte, povećane koncentracije leuksena su nađene u srednjodevonskim pješčarama.

Sažeti stratigrafski dio naftnog polja Yaregskoye

Karta sadržaja nafte i gasa Timan-Pechora provincije

Postojeće tehnologije za razvoj ležišta visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena

Postoje različite metode za izradu ležišta teških ulja i prirodnog bitumena, koje se razlikuju po tehnološkim i ekonomskim karakteristikama. Primjenjivost pojedine tehnologije razvoja određena je geološkom građom i uslovima formacija, fizičko-hemijskim svojstvima ležišne tekućine, stanjem i rezervama ugljikovodičnih sirovina, klimatskim i geografskim uslovima itd. Uobičajeno se mogu podijeliti u tri grupe, nejednake po obimu implementacije: 1 – metode razvoja kamenoloma i rudnika; 2 – tzv. “hladne” metode rudarenja; 3 – metode termičke ekstrakcije.

Metode razvoja kamenoloma i rudnika

Ležišta prirodnog bitumena razvijaju se otvorenim (kamenolom ili rudnik) i podzemnim (rudnik, okno-bušotina) metodama.

Čvrsti bitumenski škriljci mogu se pojaviti gotovo na površini zemlje, ali dubina pojave bitumenskih stijena može doseći i do 750 m (polje Peace River, Kanada), a ponekad i više. Dubina razvoja u pravilu ne prelazi 150–200 m, a često se razvoj odvija na manjim dubinama.

Ekstrakcija nafte otvorenom metodom sastoji se od dvije glavne operacije: otkopavanja uljne stijene i transporta do postrojenja za obogaćivanje s naknadnim vađenjem nafte. Ovakvim načinom razvoja kapitalni i operativni troškovi na polju su relativno niski, a nakon dodatnih radova na dobijanju ugljovodonika iz stijene, osigurava se visoka iskorištenost nafte: od 65 do 85%. Mašine za zemljane radove kao što su bageri, strugači, buldožeri itd. koriste se za iskopavanje stijena.

Najveće nalazište na svijetu je nalazište katranskog pijeska Athabasca u Kanadi (Alberta). Debljina pijeska je do 90 m, dubina pojavljivanja do 600 m. Pijesci su kvarcni sa poroznošću do 30%. Zasićenost bitumenom kreće se od 2 do 18%, sa prosjekom od 8%. Pijesak je zasićen naftom i sadrži (%): silikatnih smola - 24%, asfaltena - 19%, sumpora - 5%, dušika - 10%, koksa - 19%. Gustina bitumena je 1020 kg/m 3, rezerve su 128 milijardi tona Bitumenski pijesak se vadi rotacionim bagerima (Sl. 1). Peščano-bitumenska masa se zatim transporterom transportuje do stanice za mlevenje i postrojenja za ekstrakciju koja se nalazi u blizini kamenoloma. Prerada uljnih stijena, tj. ispiranje ulja od kamenih čestica vrši se na različite načine: gazirano hladnom vodom, topla voda, para, hemijski reagensi, pa čak i piroliza. Nakon što se bitumen ekstrahira, taloži i centrifugira, šalje se u rafineriju nafte. Na postrojenjima za termičko kontaktno krekiranje rafinerija, nakon preliminarne hidrotretiranja za dobijanje komercijalnog sumpora, izdvajaju se sljedeće frakcije: benzin, dizel, kotlovsko gorivo i koks koji sadrži metal. Od dva kubna metra pijeska dobija se 1 barel nafte (159 kg). Dnevno se proizvodi 8000 m3 nafte, 350 tona sumpora, 260 tona koksa i gasa. Minerali titana i cirkon se izdvajaju iz otpada (do 690 tona godišnje). Jugozapadno od Atabaske nalaze se ležišta Cold Lake (14 milijardi m3), Peace River (12 milijardi m3) i Wobaska (14 milijardi m3).

Razvoj rudnika može se odvijati u dvije modifikacije: raščišćavanje - sa izdizanjem stijene zasićene ugljovodonicima na površinu i okno-bušotina - uz ugradnju minskih radova u nadslojne stijene i bušenje klastera vertikalnih i kosih bušotine iz njih u produktivnu formaciju za prikupljanje nafte već u rudarskim radovima. Metoda čišćenja rudnika.

Rice. 1 Rotorski bager Rice. 2 Metod razvoja rudnika

(Sl. 2) je primjenjiv samo na dubinama od 200 metara, ali ima veći faktor povrata nafte (do 45%) u odnosu na metode bušotina. Velika količina iskopa kroz otpadnu stijenu smanjuje isplativost metode, koja je trenutno ekonomski efikasna samo ako stijena (pored ugljovodonika) sadrži i rijetke metale. Metoda razvoja okna-bušotine primjenjiva je na većim dubinama (do 400 metara), ali ima nizak faktor povrata nafte i zahtijeva veliku količinu bušenja kroz otpadnu stijenu. Princip metode okna-bunar je sljedeći. Ako se rudarski radovi nalaze ispod produktivnog naftonosnog horizonta, tada se iz njih buše mali drenažni bunari (obično se izbuši 10-12 bušotina), kroz koje nafta teče gravitacijom pod utjecajem gravitacije i pada u posebne žljebove smještene na dnu rudnika i sa blagim nagibom za odvodnju u skladište nafte. U slučaju kada se rudarski radovi nalaze iznad produktivnog horizonta, buše se i klaster bušotine, ali se nafta crpi pumpama. Viskozna ulja se transportuju kroz žljebove koristeći vodu na otvoren način zbog gotovo potpunog odsustva plinovitih komponenti. Ovo ulje se zatim pumpa iz skladišta nafte na površinu.

Da bi se povećala brzina proizvodnje teških ulja i prirodnog bitumena i osigurao potpuni razvoj rezervi u metodi rudarsko-bušotina, koriste se efekti termalne pare na formaciju. Metoda tzv. termalnog rudarenja primjenjiva je na dubinama do 800 metara, ima visok faktor povrata nafte (do 50%), ali je teže upravljati od rudničkih i okno-bunarskih metoda. Većina poznati primjer Razvoj rudnika i bušotina ležišta teške nafte je razvoj polja Yaregskoye.

Razvoj polja Yaregskoye podijeljen je u tri faze: 1) eksperimentalni u radu bušotina sa površine, 2) metod razvoja rudnika, 3) rudnički metod termičkim djelovanjem na formaciju.

Rad bunara sa površine doveo je do nivoa proizvodnje nafte od samo 2%. Tada se pojavila ideja o bušenju minskih bunara koje završavaju sistemom galerija smještenih u horizontu iznad.

Razvoj rudarstva odvijao se prema dva sistema (slika 3): 1) Ukhta, u kojoj je ležište drenirano veoma gustom mrežom vertikalnih ili blago nagnutih bunara (do 50 m dubine), izbušenih iz rudničkog otvora od prekriveni tufitni horizont, koji se nalazi 25 metara iznad produktivnih formacijskih metara i 2) usmjerena bušotina - sa smještajem galerija u gornjem dijelu formacije i bušenjem šesterokuta (površine 8-12 hektara) u podlozi horizont sa blagim bunarima dužine do 200 m, koji se iz njih protežu kao žbice točka od osovine.

Rice. 3 Šema razvoja rudnika ležišta Yaregskoye, uključujući Ukhta i devijantne sisteme bušotina

1 – sistem kosih bunara; 2 – podzemni dio bunara; 3 – crpna stanica; 4 – podzemna galerija za aeraciju; 5 – glavni bunar; 6 – bunar za aeraciju; 7 – električna oprema; 8 – skladište eksploziva; 9 – podzemna galerija; 10 – komore u koje se otvaraju bušotine; 11 – sistem grupisanih bunara

Ovaj sistem dvostruke bušotine omogućio je povećanje faktora izvlačenja nafte na 6%. Da bi se povećao, odlučeno je da se pribjegne efektima termalne pare. Bilo je potrebno pronaći “probojnu” tehnologiju koja bi pružila rješenja za probleme. Ova tehnologija je predložena, testirana i nakon velikog eksperimentalnog rada na termičkim efektima na produktivnu formaciju u uslovima razvoja rudnika, od 1972. godine, počela je masovna implementacija „dvohorizontnog sistema“ metode razvoja termalnog rudnika ( Slika 4) u svim rudnicima nafte.

Rice. 4 Dvohorizontski razvojni sistem

Trenutno se nastavlja potraga i unapređenje tehnologija proizvodnje nafte na polju. Tako se od 1999. godine u rudnicima nafte izvode probni radovi na testiranju podzemno-površinske tehnologije (Sl. 5). U periodu testiranja nove tehnologije dobijeno je dovoljno materijala za analizu razvoja i potvrđena metodologija za izračunavanje tehnoloških pokazatelja razvoja predloženom metodom.

Ova metoda je omogućila povećanje postojećeg godišnjeg obima proizvodnje nafte na 690 hiljada tona bez značajnije rekonstrukcije kapaciteta, ali uz ozbiljna odstupanja i nesprovođenje tehničko-tehničkih mjera koje obezbjeđuju deklarirane prednosti ove metode u odnosu na postojeće. one. (dvohorizontski, jednohorizontski, panelni sistemi) i efikasnost zbog koje se ova tehnologija implementira.

U istom periodu započet je pilot industrijski rad korišćenjem površinskih tehnologija koje je predložio L.M. Ruzin, na površinama koje su prethodno minirane kosim sistemom bušotina, rudarskom metodom u načinu prirodnog iscrpljivanja. Tehnologija je predviđala ciklično ubrizgavanje pare (parni ciklični tretman) sa prevođenjem bušotina na kraju ciklusa injektiranja u radni režim. Eksperimentalni radovi su obavljeni u granicama minskog polja 2 bis - OPU-99, u trećoj godini razvoja ove lokacije pojavile su se pozitivne konture efikasnosti ove tehnologije.Prema prijedlozima stručnjaka Instituta RosNIPItermneft, šef K.E. Jalalova, izvršena su prilagođavanja tehnologije tokom probnog rada, povezana sa prelaskom konturnog niza bušotina, nakon 3. parno-cikličkog tretmana, na režim konstantnog injektiranja, odnosno kombinaciju parnog ciklusa sa površinskim pomakom . Nažalost, „politički“ motivi nisu dozvolili da se ODA nastavi i dobije prave rezultate.

Od 2004. godine na jednom području polja kanadska metoda razvoja prilagođena je uslovima polja Yaregskoye - termogravitaciona drenaža, čija je suština razvoj naftnih ležišta sa horizontalnim bušotinama sa površine.

Efikasnost bilo kojeg razvojnog sistema određuju, naravno, ekonomski pokazatelji - troškovi proizvodnje nafte, stope povlačenja i faktor povrata nafte (ORF).

"Hladne" metode rudarenja

Moderne “hladne” metode proizvodnje teške nafte, prije svega, mogu se pripisati metodi “CHOPS” (slika 6), koja uključuje vađenje nafte zajedno s pijeskom kroz namjerno uništavanje slabo cementiranog rezervoara i stvaranje odgovarajućih uslova u rezervoaru za protok mešavine nafte i peska (Lloydminster field, Kanada). Upotreba CHOPS metode ne zahtijeva velika ulaganja u razvoj i osigurava niske operativne troškove, međutim, faktor povrata ulja u ovom slučaju obično ne prelazi 10%. U hladnoj proizvodnji uspješno se koristi specijalizirana pumpna oprema (na primjer, vijčane pumpne instalacije), uz pomoć kojih se ispumpava posebno stvorena mješavina formacijskog fluida i pijeska. Iskopavanje pijeska stvara dugačke kanale, ili „crvotočine“, koje su vrlo propusne. Iskustvo pokazuje da se neki kanali mogu udaljiti proizvodni bunar na udaljenostima do 200 m. Kombinacija pjenaste nafte sa visoko propusnim kanalima je odgovorna za visoke faktore povrata i visoke stope protoka uočene u većini naftonosnih formacija na polju Lloydminster. Unatoč komercijalnom uspjehu tehnologije hladnog rudarstva, postoji niz pokazatelja koji ukazuju na to da ona možda dostiže svoje granice. Trenutna proizvodnja nafte procjenjuje se na 36.500 m 3 /d (230.000 bbl/d), a očekuje se da će proizvodnja opasti za 50% u narednoj deceniji. Razlozi za ovaj pad proizvodnje su sljedeći faktori:

» nedostatak novih ležišta pogodnih za razradu tehnikama hladnog rudarstva;

» navodnjavanje bunara zbog dotoka vode kroz mrežu kanala;

» smanjenje rezervoarskog pritiska i energije formacija;

» nizak protok tečnosti i visok faktor gasa;

» nemogućnost eksploatacije bušotina duže od 7-8 godina iz navedenih razloga.

Rice. 6 Metoda razvoja “CHOPS”.

Među “hladnim” metodama za ekstrakciju teških ulja i bitumena pomoću rastvarača, treba spomenuti tzv. VAPEX metodu (slika 7) - ubrizgavanje rastvarača u rezervoar u režimu gravitacione drenaže. Ova metoda izlaganja uključuje korištenje para horizontalnih bunara. Ubrizgavanjem rastvarača u gornju nastaje komora za rastvarače (ugljovodonična otapala uključujući etan ili propan).Nafta se razblažuje usled difuzije rastvarača u nju i teče duž granica komore do proizvodne bušotine ispod uticaj gravitacionih sila.Koeficijent izvlačenja nafte ovom metodom dostiže 60%, ali su proizvodne stope izuzetno niske.

Dakle, “hladne” metode za razvoj ležišta teške nafte nisu bez niza značajnih nedostataka. To uključuje ograničenja maksimalnih vrijednosti viskoznosti ulja i niske stope razvoja. Stoga je ogroman broj aktivno implementiranih projekata za razvoj ležišta teške nafte i bitumena povezan s termičkim metodama utjecaja na formacije.

Rice. 7 “VAPEX” razvojna metoda.

Metode termičkog razvoja

Termičke metode za razvoj naftnih polja podijeljene su u dva fundamentalno različita tipa. Prvi, zasnovan na procesima sagorevanja na licu mesta nastalim pokretanjem sagorevanja ostataka koksa u zoni dna injekcionih bušotina (pomoću uređaja za grejanje ispod bušotine - obično kao što su grejni elementi) sa naknadnim pomeranjem fronta sagorevanja ubrizgavanjem vazduha (suvo sagorevanje) ili vazduh i voda (mokro sagorevanje). Drugi, koji se najviše koristi u Rusiji i inostranstvu, zasniva se na ubrizgavanju (sa površine) rashladnih tečnosti u rezervoare nafte.

Metode za ubrizgavanje rashladnog sredstva u rezervoare ulja imaju dva osnovna tipa tehnologije. Prvi se zasniva na istiskivanju ulja rashladnim sredstvom i njegovim felgama. Ovaj tip je dobio nazive u zavisnosti od vrste rashladne tečnosti: termička obrada formacije (STV) i obrada toplom vodom (HW).Drugi tip se zasniva na termičkoj obradi parom donje zone proizvodnih bušotina (PTOS). U ovom slučaju, zasićena vodena para se koristi kao rashladno sredstvo.

In-situ sagorevanje(Sl. 8). Suština procesa se svodi na formiranje i kretanje visokotemperaturne zone relativno male veličine kroz ležište, u kojoj se stvara toplina kao rezultat egzotermnih oksidativnih reakcija između dijela nafte sadržanog u ležištu i kisika. vazduha ubrizganog u rezervoar.

Rice. 8 In-situ sagorevanje

Dio nafte koja ostaje u rezervoaru nakon što je istisnuta plinovima izgaranja, vodenom parom, vodom, isparenim frakcijama nafte ispred fronta sagorijevanja i koja prolazi kroz promjene uslijed destilacije, pucanja i drugih složenih fizičkih i kemijskih procesa, troši se kao gorivo za sagorijevanje . 5-25% rezervi nafte sagorijeva. Istraživanja su utvrdila da se povećanjem gustoće i viskoziteta ulja povećava potrošnja goriva za sagorijevanje, a s povećanjem propusnosti smanjuje.

Proces sagorevanja na licu mesta ima sledeće varijante u pravcu kretanja oksidatora:

– proces direktnog toka, kada se kretanje zone sagorevanja i oksidatora poklapaju;

– protivstrujni proces, kada se zona sagorevanja kreće prema protoku oksidatora.

Tehnologija procesa je sljedeća. Prvo, zrak se upumpava kompresorima. Ako se tokom prvih mjeseci ne otkriju znaci egzotermnih reakcija (prema analizama plina i temperature u proizvodnim bušotinama), tada počinje iniciranje sagorijevanja. Može se izvesti pomoću jedne od sljedećih metoda: električni grijač u bušotini, koji se na kablu spušta u bunar i puhuje zrakom; plinski gorionik spušten u bušotinu na dva koncentrična reda cijevi (za odvojeno dovod goriva i zraka); korištenje topline kemijskih oksidativnih reakcija određenih tvari (pirofori); nabavka katalizatora oksidacije ulja.

Nakon stvaranja fronta sagorijevanja u zoni blizu bušotine injekcione bušotine, ona se dalje podupire i pomiče kroz formaciju pumpanjem zraka, sa sve većim protokom. Nakon stabilizacije procesa sagorijevanja, može se identificirati nekoliko karakterističnih zona u formaciji u smjeru od injekcione bušotine do proizvodne bušotine.

Između dna injekcione bušotine i fronta sagorevanja nalazi se zona sagorevanja 1. U toku normalnog toka procesa u njoj ostaje suva formacija, bez ikakvih nečistoća. Na krovu i dnu formacije u ovoj zoni, nakon prolaska fronta sagorevanja, može ostati zasićenost uljem 2, jer zbog gubitaka toplote na krovu i dnu, temperatura u ovim delovima može biti nedovoljna za paljenje goriva. Istraživanjem je utvrđeno da prednja zona sagorevanja 3 ima relativno male poprečne dimenzije i ne dopire do krova i dna formacije. Neposredno ispred fronta sagorevanja, zona 4 formiranja koksa i isparavanja relativno lakih frakcija nafte i vezane vode kreće se u pornom prostoru stene. Zagrijavanje ovog područja formacije vrši se zbog toplinske provodljivosti i konvektivnog prijenosa topline vodenom parom, naftom i plinovitim produktima izgaranja. Temperatura u ovoj zoni pada sa temperature sagorevanja na temperaturu ključanja vode (pomešane sa uljem) pod pritiskom rezervoara.

Ispred zone isparavanja kreće se zona 5 kondenzacije vodene i uljne pare. Temperatura zone jednaka je tački ključanja mješavine vode i ulja. Ispred ove zone kreće se zona 6 tečnog vrućeg kondenzata nafte i vode. Temperatura u zoni 6 opada od temperature kondenzacije do temperature formacije. Ispred zone kondenzata nafte i vode može se formirati „nabujanje nafte“, zona 7 (zona povećane zasićenosti uljem) na temperaturi jednakoj temperaturi formacije. Posljednja zona 8 je naftna zona sa početnom zasićenošću uljem i temperaturom rezervoara, kroz koju se filtriraju preostali plinoviti produkti sagorijevanja.

Efikasna implementacija in situ procesa sagorevanja zavisi od pravilnog izbora ležišta nafte i sveobuhvatnog opravdanja karakteristika koje utiču na uspešnu i ekonomičnu upotrebu ove metode.

Za in situ sagorevanje najpovoljniji su produktivni slojevi debljine 3-25 m. Zaostala zasićenost uljem treba da bude 50-60%, a početni rez vode ne bi trebao biti veći od 40%. Viskoznost i gustina ulja mogu se značajno razlikovati. Poroznost formacije značajno utiče na brzinu napredovanja fronta sagorevanja i potreban pritisak za oksidator. Propustljivost veća od 0,1 mikrona 2.

Mokro sagorevanje na licu mesta. Proces mokrog in-situ izgaranja sastoji se u tome da se određena količina vode upumpava u formaciju zajedno sa zrakom, koji u kontaktu sa stijenom zagrijanom pokretnom frontom sagorijevanja isparava. Para zahvaćena strujom gasa prenosi toplotu u područje ispred fronta sagorevanja, gde se kao rezultat razvijaju ekstenzivne zone grejanja, izražene uglavnom zonama zasićene pare i kondenzovane tople vode.

Smisao upotrebe mokrog in-situ sagorevanja je da dodavanje agensa većeg toplotnog kapaciteta, vode, ubrizganom vazduhu poboljšava prenos toplote u formaciji, što olakšava kretanje toplote od zadnjeg ka prednjem delu u odnosu na frontu sagorevanja. Korišćenje najveće količine toplote u području iza fronta sagorevanja, tj. približavanje toplote proizvedene u rezervoaru frontu istiskivanja nafte značajno povećava efikasnost procesa prenosa toplote i ekstrakcije nafte.

Termička obrada parom zona dna bušotine i ubrizgavanje rashladnog sredstva u formaciju. To su metode koje se najčešće koriste za ekstrakciju teških ulja i prirodnog bitumena.

Proces termičke obrade parom (STST) zone u blizini bušotine bušotine sastoji se od periodičnog pumpanja pare kroz cevovode u proizvodne bušotine kako bi se zagrejala zona formacije u blizini bušotine i smanjio viskozitet nafte u njoj, tj. za povećanje produktivnosti bunara. Ciklus (ubrizgavanje pare, namakanje, proizvodnja) se ponavlja nekoliko puta tokom faze razvoja polja. Ova metoda se zove ciklična.

Glavne prednosti su veliki protok nakon tretmana, manji gubici toplote duž bušotine u krov i dno formacije, temperatura omotača tokom ubrizgavanja pare je niža nego kod drugih opcija.

Nedostaci - pad proizvodnje tokom narednih ciklusa, nepotpuno izvlačenje nafte iz ležišta, ograničena zona zagrijavanja formacije, itd.

Postoji opcija cirkulacije, u kojoj se para pumpa kroz prstenasti prostor do donje rupe opremljene pakerom, a kondenzat zajedno s uljem ispumpava se kroz cijev. Ova opcija zahtijeva debeo, homogen sloj koji je visoko propustljiv u vertikalnom smjeru.

Prednost: rad bunara ne prestaje.

Nedostaci: veliki gubici toplote, visoka temperatura omotača i potreba za njegovom zaštitom od deformacija, ograničeno zagrijavanje formacije, potreba za stvaranjem posebnih pakera i bunarskih pumpi za rad na visokim temperaturama.

Opcija područja - para se dovodi u injekcionu bušotinu, a nafta,

istisnut iz formacije rubom vrućeg parnog kondenzata i pare, ekstrahuje se

od susjednih rudarskih kompanija. Postoji proces kontinuiranog frontalnog istiskivanja nafte iz ležišta.

Prednost: visoka iskorištenost nafte iz formacije kao rezultat zagrijavanja velike zone.

Nedostaci: potrošnja značajne količine toplinske energije, zbog čega je metoda ponekad ekonomski neisplativa.

Zbog činjenice da je samo zona dna bušotine izložena termalnoj pari, faktor povrata nafte za ovu metodu razvoja ostaje nizak (15–20%). Drugi nedostatak metode je visok energetski intenzitet procesa i povećanje zapremine pratećeg gasa. Stoga se PTOS uglavnom koristi kao dodatni uticaj na donju zonu bušotine tokom procesa istiskivanja nafte rashladnim sredstvom iz formacije, tj. ubrizgavanje rashladnog sredstva uz napredovanje termičkog fronta duboko u formaciju.

Povećanje povrata nafte iz formacije kada se u nju upumpava rashladno sredstvo postiže se smanjenjem viskoznosti nafte pod utjecajem topline, što pomaže poboljšanju pokrivenosti formacije i povećava koeficijent pomaka. Kao radna sredstva mogu se koristiti topla voda, para, vrući rastvor polimera itd.

Ubrizgavanje tople vode. Pod određenim fizičko-geološkim uslovima, posebno sa povećanjem dubine formacije i povećanjem pritiska rashladne tečnosti, tehnološki je i ekonomski izvodljivo ubrizgavanje vode visoke temperature (do 200 °C) u formaciju bez njenog dovođenja do ključanja, budući da je na pri visokim pritiscima (25 MPa ) entalpija pare, tople vode ili mješavine pare i vode je praktično ista. Nakon prethodnog zagrijavanja zone formacije u blizini bušotine i istiskivanja nafte na udaljenosti od nekoliko desetina metara od bušotine, možete pristupiti ubrizgavanju hladne vode. Dimenzije zona grijanja i naknadnog hlađenja određuju se termohidrodinamičkim proračunima u zavisnosti od brzine ubrizgavanja tople i hladne vode, temperature formacije i rashladnog sredstva, kao i termofizičkih karakteristika formacije i rashladnog sredstva. Dokazana je visoka efikasnost visokotemperaturnog ubrizgavanja tople vode u različitim geološkim i fizičkim uslovima.

Potiskivanje nafte parom. Na osnovu laboratorijskih i terenskih eksperimenata ustanovljeno je da je najefikasnije radno sredstvo koje se koristi za povećanje povrata nafte zasićena vodena para visoki pritisci(8–15 MPa). Zapremina pare može biti 25-40 puta veća od zapremine vode. Para može istisnuti skoro 90% ulja iz poroznog medija.

Povećanje povrata nafte iz formacije tokom procesa ubrizgavanja pare postiže se smanjenjem viskoznosti nafte pod uticajem temperature, što doprinosi poboljšanju pokrivenosti formacije procesom, kao i ekspanzijom nafte, destilacijom. isparavanjem i ekstrahovanjem rastvaračem, čime se povećava koeficijent istiskivanja. Glavni udio efekta istiskivanja ulja (40–50%) obezbjeđuje smanjenje viskoznosti ulja, zatim destilacija ulja i promjena pokretljivosti (18–20%), au manjoj mjeri ekspanzija i vlaženje ulja. formacija.

Kako bi se spriječilo rasipanje topline u okolne stijene, za izlaganje pari se odabiru slojevi nafte dovoljno velike debljine (15 m ili više).

Nedostaci metode istiskivanja parnog ulja uključuju, prije svega, potrebu za korištenjem visokokvalitetnih čista voda za parne generatore za proizvodnju pare sa zasićenošću od 80% i toplinskim kapacitetom od 5000 kJ/kg. Voda koja napaja generator pare mora sadržavati manje od 0,005 mg/l čvrstih suspendiranih čestica i mora biti potpuno bez organskih tvari (ulje, soli), otopljenog plina (posebno kisika), kao i kationa magnezija i kalcija (nula tvrdoće) .

Tretman vode hemijskim reagensima, omekšavanje, uklanjanje gasova, desalinizacija zahtevaju visoki troškovi, ponekad dostižući 30-35% ukupnih troškova proizvodnje pare.

Pomicanje nafte parom iz pješčanih formacija nakon zagrijavanja i približavanje fronta pare proizvodnim bušotinama praćeno je uklanjanjem pijeska, a iz glinovitih formacija smanjenjem njihove propusnosti, što stvara dodatne poteškoće.

Omjer pokretljivosti pare i nafte je lošiji od omjera pokretljivosti vode i nafte, stoga je pokrivenost formacije pomjeranjem pare manja nego za vrijeme plavljenja, posebno u slučaju viskoziteta nafte većih od 800 - 1000 mPa. s. Povećanje pokrivenosti formacija postupkom istiskivanja nafte parom jedan je od glavnih problema koji treba riješiti. Drugi, najteži problem pri korišćenju pare je smanjenje toplotnih gubitaka kroz obložnu kolonu injekcionih bušotina, koji u normalnim uslovima dostižu 3-4% na svakih 100 m dubine bušotine.

Na velikim dubinama bušotine (1000 m ili više), gubici toplote u injekcionim bušotinama mogu dostići 35-45% ili više od one koja se isporučuje u ušće bušotine, što u velikoj meri smanjuje ekonomsku efikasnost procesa. Toplotna izolacija cijevi za ispuštanje pare, posebno u duboki bunari smanjuje ove gubitke, ali postoje tehničke poteškoće. Cementiranje kolone mora se izvesti do ušća bunara. Cement mora biti ekspanzivan posebnim aditivima (do 30 - 60% silicijum dioksida), otporan na toplinu.

Glavno ograničenje za korištenje metode je dubina ne veća od 800-1000 m.

Unapređenje metoda za razvoj visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena

razvoj visokoviskoznih naftnih polja

Da bi se eliminisala neisplativost i neisplativost razvoja nalazišta visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena u Rusiji i inostranstvu, izvode se radovi na poboljšanju i stvaranju tehnologija za povećanje povrata nafte, omogućavajući razvoj navedenih nalazišta sa najvećom ekonomskom efikasnošću. .

U oblasti razvoja ležišta teško povrativih sirovina, potrebno je napomenuti aktivnosti kompanija kao što su Udmurtneft, Tatneft, RITEK.

Nakon stvaranja Udmurtneft proizvodnog udruženja u Udmurtiji 1973. godine, prvi pokušaji da se razviju glavna polja tradicionalnim metodama - rijetke mreže bunara sa plavljenjem - nisu dali pozitivne rezultate. Bušotine su imale male protoke, uočeni su brzi prodori injektirane vode u najpropusnije formacije i međuslojeve, projektna proizvodnja i trenutna iskorištavanje nafte nisu postignuti, a isplativost razvoja polja naglo je smanjena. Zbog upotrebe pojednostavljenih hidrodinamičkih modela u proračunima bez uzimanja u obzir otežavajućih faktora, ispostavilo se da su projektni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja značajno precijenjeni, a posebno konačne vrijednosti povrata nafte, za koje su projekti pretpostavljali da se nalaze u raspon od 34–45%.

Stoga su već 1975. godine započela opsežna naučna istraživanja velikih razmjera kako bi se stvorile fundamentalno nove tehnologije za povećanje povrata nafte. Organizirana su ciljana teorijska i eksperimentalna istraživanja karakteristika mehanizma povrata nafte u složenim pukotinama-porozno-kavernoznim ležištima s uljima visokog i visokog viskoziteta.

Akumulirano svjetsko iskustvo u razvijanju ležišta visokoviskoznih ulja, sadržanih uglavnom u terigenim ležištima, dokazalo je učinkovitost primjene termičkih metoda (stimulacija toplom vodom - HW i termalna stimulacija parom - HST). Međutim, nije bilo sličnog razvoja za karbonatne rezervoare s teškim viskoznim uljima. U Udmurtiji se razvoj tehnologija za razvoj teško povrativih rezervi u karbonatnim ležištima odvijao u dva smjera: 1) traženje i stvaranje tehnologija za fizičko i kemijsko stimuliranje formacije, 2) toplinski utjecaj na formaciju. .

Rezultat ciljanih naučnih i praktičnih istraživanja bilo je stvaranje fundamentalno novih tehnologija i metoda za racionalni razvoj i povećanu iskorištavanje nafte za rješavanje problema eksploatacije složenih polja sa karbonatnim ležištima. Tehnologije termopolimerne i termociklične stimulacije rezervoara, koje nemaju analoga u svjetskoj praksi, su naučno utemeljene na nivou izuma i patenata, testirane i široko uvedene u proizvodnju. Ako bi tradicionalno korištene tehnologije plavljenja u karbonatnim ležištima s visokim i visokim viskoznim uljima mogle osigurati konačnu iskorištavanje nafte od najviše 20-25%, onda nove tehnologije omogućavaju povećanje povrata nafte na 40-45%.

Suština novog pristupa je da je izlaganjem rastvorima polimera (koncentracija poliakrilamida 0,05–0,10%) moguće značajno izjednačiti profile injektivnosti u injekcionim bušotinama, i što je najvažnije, značajno povećati koeficijent pokrivenosti heterogenog ležišta za radni agent. Izjednačavanjem omjera viskoznosti izmeštene i istisnute faze, suzbija se viskozna nestabilnost frontova pomaka – nekontrolisani prodor vode u proizvodne bušotine.

Istraživanja i kasnija industrijska iskustva su pokazala da tehnologije polimerne stimulacije povećavaju konačnu tekuću iskorištavanje nafte za 1,5-1,7 puta u odnosu na izlaganje netretiranoj vodi, tj. Prilikom plavljenja dinamika zalivanja proizvodnih bunara je znatno niža, a njihov radni protok veći. Razvijena nova tehnologija termopolimerne stimulacije (TPR) uključuje ubrizgavanje u formaciju otopine polimera zagrijane na 80–90 °C iste koncentracije kao i hladna otopina.

Značajno poboljšanje u mehanizmu vađenja nafte iz formacija tokom TPR-a je to što ubrizgana vruća otopina polimera, nakon prolaska kroz formaciju, smanjuje svoju temperaturu na temperaturu formacije, čime se povećava njen viskozitet na frontu pomaka, što dovodi do njenog niveliranja i povećanje faktora zamaha formacije. Štaviše, ovaj proces u formaciji se ispostavlja samoregulirajućim, što je posebno važno kod pukotinanih ležišta. Na poljima Miškinskoe i Listvenskoe dodatna proizvodnja nafte zahvaljujući TPR tehnologiji premašila je 560 hiljada tona, tako da 1 tona suvog polimera omogućava proizvodnju dodatnih 263 tone nafte.

U cilju poboljšanja TPR tehnologije razvijena je nova termopolimerna tehnologija sa dodatkom polielektrolita (TPVPE) koja pomaže u usporavanju mogućeg razaranja polimera i prodiranju dublje u formaciju. Osim toga, korištenjem ove tehnologije bilo je moguće značajno smanjiti potrošnju skupog polimera (za 15-20%), čime je smanjena cijena ekstrahovanog ulja. Dalje usavršavanje TPR tehnologije pratilo je put značajnog smanjenja energetskog intenziteta i očuvanja resursa, što je dovelo do razvoja tehnologije cikličke in situ polimer-termalne obrade (CIPT). Ovdje se ubrizgavanje rashladne tekućine i otopine polimera vrši u nekoliko ciklusa, nakon čega se vrši ubrizgavanje obične vode. Cikličnost CVPT procesa dovodi do povećanja pokrivenosti formacije radnog sredstva, intenziviranja kapilarnih i termoelastičnih efekata i smanjenja potrošnje kemikalija. Implementacija projekta započela je na polju Iževskoe, što je omogućilo dodatnu proizvodnju više od 400 hiljada tona nafte i postizanje konačnog povrata nafte od 35,4 umjesto 11,5% u sadašnjem režimu iscrpljivanja. Upotreba CVPTV tehnologije na Listvenskom polju omogućit će dobijanje dodatnih 2,3 miliona tona nafte i povećanje iskorištenja nafte za 8% u odnosu na hladnu polimernu stimulaciju (CPO). Pregrijana topla voda (t=260 °C) trenutno se koristi kao rashladno sredstvo za injektiranje u formaciju kako bi se povećao oporavak nafte.

Termičke metode u visokoviskoznim naftnim poljima osiguravaju višestruko povećanje iskorištenja nafte u usporedbi s onim u prirodnim režimima razvoja i metodama plavljenja. Postoje tri glavna faktora u mehanizmu povrata nafte:

– poboljšanje odnosa mobilnosti nafte i vode;

– termička ekspanzija sistem rezervoara;

– poboljšanje ispoljavanja molekularno-površinskih sila u formaciji.

Uvođenje tehnologija termičke obrade počelo je na Gremihinskom polju. Glavni objekt razvoja je rezervoar A4 baškirskog stadijuma srednjeg karbona, sa složenim pukotinsko-porozno-kavernoznim izuzetno heterogenim rezervoarima. Režim rezervoara je elastično-vodeno-pritisak. Bilo je jasno da će efikasnost razvoja polja korištenjem tradicionalnih metoda biti niska. Oporavak nafte u prirodnom režimu nije veći od 10-12%. Stoga je 1983. godine započeo eksperimentalni rad na ubrizgavanju rashladnog sredstva u formaciju: tople vode s temperaturom na vrhu bušotine od 260 °C.

Međutim, ova tehnologija je vrlo energetski intenzivna i zahtijeva velike materijalne troškove, pa su stručnjaci iz OJSC Udmurtneft, zajedno sa naučnicima iz brojnih instituta, radili na stvaranju fundamentalno novih tehnologija za uštedu resursa i energije koje omogućavaju očigledno neprofitabilne rezerve visokoviskoznih ulja Gremikhinskog polja u kategoriju profitabilnih.

Kao rezultat toga, stvorene su, patentirane i puštene u proizvodnju fundamentalno nove visoko efikasne tehnologije termalne stimulacije: pulsno dozirana termalna stimulacija (IDTI), pulsno-mjerna termalna stimulacija sa pauzom (IDTV(P), termalna ciklička stimulacija formacije (TCVP) i njegove modifikacije.

Suština IDTV tehnologije je u stalnom utjecaju na matricu naizmjenično i sa strogo izračunatim ciklusima “grijanje-hlađenje”, što doprinosi potpunijem istiskivanju ulja uz održavanje takozvane “efikasne temperature” u rezervoaru. Ovaj koncept čini osnovu za određivanje potrebnih količina rashladne tečnosti i hladne vode kako bi se osiguralo značajno smanjenje troškova energije i resursa. Intenziviranje proizvodnje nafte u IDTV režimu je određeno ubrzanjem procesa pokrivanja razvojnog objekta termičkim uticajem.

U poređenju sa PTV i WGW, ciklični proces omogućava upotrebu toplotnih instalacija za veliki broj injekcionih bunara, jer se tokom perioda ubrizgavanja dela hladne vode rashladno sredstvo ubrizgava u druge bunare. Kada se ponavljaju ciklusi promjena temperature, tj. uz termičko cikličko djelovanje na matricu, iskorištenje nafte dostiže 37%, što je 9% više nego kod plavljenja.

U svom tehničkom dizajnu, IDTV ne zahtijeva nikakve posebne dodatne konstrukcije ili instalacije. Koriste se standardne bušotine za injektiranje pare, bušotina na dnu i površinska oprema.

U IDTV(P) tehnologiji ubrizgavanje sredstava za istiskivanje se ne vrši kontinuirano, kao kod IDTV, već sa kratkotrajnim prekidima (pauzama) tokom perioda ubrizgavanja porcija hladne vode. Svrha pauza je periodično stvaranje razlika u pritisku u formaciji kako bi se poremetili uspostavljeni tokovi fluida i uključile zone niske propusnosti u aktivni razvoj. Pretpostavlja se da je trajanje pauze jednako vremenu oporavka pritiska u formaciji nakon zatvaranja bušotine. IDTV(P) tehnologija, koja ima sva svojstva IDTV tehnologije, osigurava povećanje povrata ulja do 40%.

Suština TCVP tehnologije je organizovanje jedinstvenog tehnološkog procesa složenog toplotnog uticaja na formaciju kroz sistem injekcionih i proizvodnih bušotina. Realizacija jednog punog ciklusa TCVP uključuje: ubrizgavanje rashladne tečnosti u formaciju istovremeno kroz centralnu injekcionu bušotinu i tri proizvodne bušotine, smeštene jedna za drugom u elementu od 7 tačaka, dok se fluid povlači kroz preostale tri proizvodne bušotine. Tada se mijenja funkcija grupe proizvodnih bunara - one pod ubrizgavanjem rashladne tekućine prelaze u način ekstrakcije i obrnuto; Sve proizvodne bušotine se prebacuju u režim ekstrakcije, rashladna tečnost se pumpa kroz centralnu injekcionu bušotinu. Tehnologija predviđa implementaciju od tri do pet takvih ciklusa, što osigurava gotovo potpunu pokrivenost cijelog elementa površine pomakom. Ciklični proces dovodi do periodičnih promjena u smjerovima filtracijskih tokova, što je ograničavajući faktor u zalivanju proizvodnih bunara. Procijenjena konačna iskorištenost nafte dostiže 45%. Ako uzmemo u obzir reakcijsku zonu, onda je ovdje udio nafte ekstrahovane termičkim metodama 75%.

Ekonomska efikasnost od uvođenja termičkih metoda na Gremihinskom polju iznosila je oko 525 miliona rubalja, uključujući tehnologije: IDTV - 211 miliona rubalja, IDTV (P) - 190 miliona rubalja, TCVP - 64 miliona rubalja.

O efikasnosti tehnologija svjedoči i nivo tekućeg izvlačenja nafte (42%) u pilot područjima njihove upotrebe, dok se predviđeni konačni oporavak nafte prilikom plavljenja procjenjuje na 20–25%.

Količina dodatno proizvedene nafte zahvaljujući novim tehnologijama, postignuti faktori iskorištenja nafte u eksperimentalnim područjima i na objektima općenito ukazuju na visoku efikasnost implementiranih termičkih i termopolimernih metoda na visokoviskoznim naftnim poljima Udmurtije. Proračuni troškova proizvodnje nafte pri uvođenju novih tehnologija u odnosu na tradicionalne pristupe uvjerljivo dokazuju njihovu veću ekonomsku efikasnost.

Praktično iskustvo u razvoju Gremikhinskoye, Mishkinskoye i Listvenskoye polja i kalkulacije troškova proizvodnje nafte kada se postignu konačne vrijednosti povrata nafte pokazali su da su troškovi proizvodnje nafte korištenjem fizičkih, kemijskih i termičkih metoda stvorenih u OJSC Udmurtneft za poboljšanje povrata nafte je niži nego kod prirodnog načina rada i plavljenja. Kao rezultat toga, postalo je moguće koristiti nove tehnologije isplativo po postojećim cijenama nafte.

Dakle, nove tehnologije su omogućile da se eliminira glavna prepreka korištenju termičkih metoda u razvoju viskoznih naftnih polja - visoki troškovi, budući da su tradicionalne termalne metode otprilike 2 puta veće od plavljenja.

Unatoč akumuliranom iskustvu u području termičkih metoda utjecaja na formacije, traženje i stvaranje novih, naprednijih tehnologija za razvoj ležišta teške nafte i bitumena čini se izuzetno potrebnim za domaću naftnu industriju. To je zbog strukture „nekonvencionalnih“ rezervi nafte i potrebe za potpunijim razvojem rezervi ugljovodonika uz dovoljno visoku efikasnost njihove proizvodnje. Kao što je gore navedeno, više od 2/3 nadoknadivih rezervi „nekonvencionalnih“ ugljovodonika u Rusiji su bitumen, a ne teška nafta. Geološki resursi prirodnog bitumena su za red veličine veći od nadoknadivih rezervi teške nafte. Da bi se razvila takva ležišta uz postizanje prihvatljivih faktora oporavka, potrebne su najnovije termalne metode koje su superiornije u efikasnosti u odnosu na tradicionalne tehnologije termalne pare. Jedna od ovih metoda može biti i parna gravitaciona drenaža (SAGD) (Sl. 9), koja se danas u svijetu dokazala kao vrlo učinkovita metoda za ekstrakciju teške nafte i prirodnog bitumena. IN klasični opis Ova tehnologija zahtijeva bušenje dvije horizontalne bušotine, koje se nalaze paralelno jedna iznad druge, kroz slojeve zasićene naftom blizu dna formacije. Gornja horizontalna bušotina se koristi za ubrizgavanje pare u formaciju i stvaranje parne komore visoke temperature.

Proces parno-gravitacionog uticaja počinje fazom predgrevanja, tokom koje (nekoliko meseci) para cirkuliše u oba bunara. Istovremeno, zbog konduktivnog prijenosa topline, zagrijava se zona formiranja između proizvodne i injektne bušotine, smanjuje se viskoznost nafte u ovoj zoni i na taj način se osigurava hidrodinamička veza između bušotina. U glavnoj fazi proizvodnje, para se već ubrizgava u injekcionu bušotinu.

Rice. 9 Šema instalacije za ekstrakciju bitumena u parogravitacionom režimu drenaže. Legenda: 1 – vitlo; 2 – oprema na ušću bušotine; 3,4 – proizvodni niz proizvodnih i injekcionih bušotina, respektivno; 5 – bris; 6 – uže.

Ubrizgana para, zbog razlike u gustoćima, probija se do vrha produktivne formacije, stvarajući parnu komoru koja se povećava u veličini. Na granici između parne komore i hladnih slojeva zasićenih naftom stalno se odvija proces izmjene topline, uslijed čega se para kondenzira u vodu i zajedno sa zagrijanim uljem pod utjecajem gravitacije teče do proizvodne bušotine. Rast parne komore naviše se nastavlja sve dok ne dođe do vrha formacije, a zatim se počinje širiti prema stranama. U ovom slučaju, ulje je uvijek u kontaktu sa visokotemperaturnom parnom komorom. Dakle, gubici toplote su minimalni, što ovu metodu razvoja čini isplativom sa ekonomske tačke gledišta.

Da bi povećale proizvodnju i smanjile troškove energije, neke kompanije počinju kombinovati VAPEX i SAGD metode. Jedno od rješenja je SAP tehnologija (SolventAidedProcess), koja kombinuje prednosti ovih metoda. U SAP procesu, mala količina ugljikovodika se dodaje kao aditiv pari koja se pumpa u SAGD procesu. Dok je para glavna tečnost za hlađenje i smanjuje viskozitet ulja, dodavanje rastvarača pomaže da se razrijedi u još većoj mjeri. Iako poboljšanje ekonomski pokazatelji U zavisnosti od konkretne situacije, analiza dobijenih rezultata pokazuje ekonomske koristi od prelaska sa SAGD procesa na SAP.

U Kanadi, ubrizgavanje rastvarača se odnosi na ubrizgavanje ugljikovodičnih plinova (parafinskih rastvarača) kao što su metan, propan, butan i njihove mješavine. Ova metoda zahtijeva obližnji izvor ugljikovodičnih plinova i visokotehnološku opremu za njihovo ubrizgavanje. Istovremeno, polja superviskoznih ulja Republike Tatarstan karakterišu mala dubina produktivne formacije (manje od 100 m) i niski akumulacioni pritisci. U takvim uslovima upotreba ovih rastvarača je nepraktična. Najprikladnija otapala za istiskivanje superviskoznih ulja sadržanih u slabo cementiranim pješčenicima ufimskog stupnja su ugljikovodične tekućine (naftna otapala), čija je viskoznost manja od viskoznosti nafte.

U maju 2006. godine, stručnjaci iz OAO Tatneft započeli su jedinstveni projekat proizvodnje superviskoznih ulja na Ašalčinskom polju pomoću parno-gravitacione tehnologije. Da bi se poboljšala njegova efikasnost, izvršena je eksperimentalna evaluacija upotrebe naftnih otapala u kombinaciji s ubrizgavanjem pare. U cilju odabira odgovarajućeg rastvarača za istiskivanje superviskoznih ulja sa polja Ashalchinskoye i Mordovo-Karmalskoye, proučavana su fizičko-hemijska svojstva sljedećih rastvarača: mia-prom, kichuy nestabilni benzin, apsorbent N, devonsko ulje, nefras 120/200 , miješani rastvarač “MS-50”, nefras 130/150, nefras 150/200, nefras 150/300, Sterlitamak apsorbent, destilat, dizel gorivo, apsorbent A-2, lož ulje.

Utvrđeno je da destilat proizveden u Aznakajevskom Odjelu za proizvodnju nafte i plina "Aznakaevskneft" ima najmanju sposobnost rastvaranja (količina rastvorene nafte je 4,67%), a najveću nefras 150/300 (15,1%).

Utvrđeno je da su sva proučavana naftna otapala, osim destilata, primjenjiva u termičkim parnim tehnologijama, jer ne talože asfaltno-smolaste tvari iz superviskoznog ulja. Analiza rezultata istraživanja pokazuje da sva proučavana uljna otapala ubrzavaju uništavanje vodeno-uljnih emulzija pripremljenih na bazi superviskozne nafte iz Ašalčinskog i Mordovsko-Karmalskog polja na temperaturama od 95 i 20 °C. Dobijeni rezultati nam omogućavaju da preporučimo naftne rastvarače, kao što su absorbent i nefras, za upotrebu u VAPEX i SAP tehnologijama u Tatarstanu, koji u potpunosti ispunjavaju zahtjeve za rastvarače koji se koriste u kombinaciji sa termičkim metodama.

Zanimljiva je tehnologija inovativnog tehničko-tehnološkog kompleksa paro-gasnog uticaja koji je razvijen u AD RITEK. Njegova suština je da se u postrojenju za generatore pare i gasa rashladno sredstvo formira direktno u zoni dna formacije (Sl. 10). Kada se rashladna tečnost stvara u zoni dna, praktički nema gubitaka toplote tokom transporta pare. Efikasnost ovakvih uređaja u smislu efikasnosti sagorevanja goriva je oko 30% veća od one na zemlji.

U generatoru pare i gasa za stvaranje mešavine pare i gasa koriste se samo tečne komponente: voda i monogorivo (sistem u kojem su sve komponente neophodne za reakciju sadržane u jednoj tečnoj struji). Osim toga, kada parno-gasni generator radi, u rezervoar nafte se ne ubrizgava čista para, već njena mješavina s produktima sagorijevanja, takozvana mješavina pare i plina. Parni gas ima kombinovani efekat na formiranje: termičko i fizičko-hemijsko, jer sadrži, pored vodene pare, ugljen-dioksid i azot. Tako generatori pare i gasa obezbeđuju skoro potpuno korišćenje hemijske energije goriva, nema emisije izduvnih gasova u atmosferu, a termički efekat na formaciju je upotpunjen fizičkim i hemijskim.

U maju 2009. godine u bunaru. 249 Melnikovskog polja u Republici Tatarstan, započeta su pilot terenska ispitivanja parno-gasnog generatorskog kompleksa na monogorivo, koja su već dala pozitivne rezultate. Ovo je završna faza u razvoju jedinstvene integrisane tehnologije koja omogućava proizvodnju ulja visokog viskoziteta na velikim dubinama. Ova tehnologija i razvijeni set opreme otvaraju velike mogućnosti za proizvodnju nekonvencionalnih sirovina, posebno u Republici Tatarstan, gdje su koncentrisane značajne rezerve visokoviskoznog ulja.

Rice. 10. Šematski dijagram instalacije paro-gasnog generatora na monogorivo: 1 – kontrolna stanica; 2 – monogorivo; 3 – voda; 4– klipna pumpa

Zaključak

Dakle, rezerve visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena su mnogo veće od rezervi tradicionalnih nisko i srednje viskoznih ulja. Rasprostranjenost naslaga teško povrativih sirovina u svijetu je prilično široka.

Najaktivnije aktivnosti na razvoju nalazišta teških ulja i prirodnog bitumena provode se u Kanadi, SAD-u, Rusiji i Venecueli.

Geografija teških ulja je široka iu Rusiji, ali njihova najveća prevlast je u evropskom dijelu zemlje. Ne traže sve ruske naftne kompanije teško povrative ugljovodonike kako bi ostvarile profit, budući da je razvoj takvih polja ponekad neisplativ, uprkos vladinoj podršci. Međutim, neke kompanije imaju prioritet u razvoju upravo takvih polja (na primjer, Tatneft, Udmurtneft, Komineft).

Visoko viskozna ulja, a posebno prirodni bitumeni, moraju se smatrati složenim sirovinama. Sadrže tako vrijedne heteroorganske spojeve kao što su naftenske kiseline, sulfonske kiseline, eteri i estri, te jedinstvene komponente kao što su metaloporfirini (povezani s vanadilom i niklom), koji mogu poslužiti kao izvor jedinstvenih katalizatora, senzibilizatora i organskih poluvodiča. Koriste se u medicini, biotehnologiji, hemijskoj tehnologiji, mikroelektronici, pa za njima postoji potražnja u onim zemljama u kojima se ove tehnologije intenzivno razvijaju. Do sada se kao gorivo za grijanje koriste jedinstvena ulja, jer nisu prihvaćena u rafinerijama, što dovodi ne samo do gubitka vrijednih komponenti, već uzrokuje i značajnu štetu okolišu.

Stručnjaci VNIGRI-a proučavali su tehnologije za razvoj visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena i njihove modifikacije: sagorevanje na licu mesta i efekti termalne pare. Pokazalo se da tokom in situ sagorevanja ne gubimo samo deo ulja, već gubimo i vredne povezane komponente (gubici vanadija od 36 do 75%). Kod metode izlaganja termalnom parom, gubitak vrijednih komponenti nije prelazio 10-15%.

Dakle, razvoj razvoja visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena trebao bi uključivati sljedeće radove:

– proučavanje akumuliranog domaćeg i stranog iskustva u razvoju nalazišta visokoviskoznih ulja (HVO) i prirodnog bitumena (PB);

– analiza i razvoj racionalnih metoda za ekstrakciju eksploziva i naftnih derivata i povećanje iskorištenja nafte za maksimalno izdvajanje svih korisnih komponenti;

– kreiranje tehnologija za dobijanje tržišne nafte iz VVN i PB na polju koje zadovoljava standarde za prijem u magistralni cevovod;

– razvoj tehnologija i stvaranje kapaciteta za preradu nafte za povećanje dubine prerade eksploziva i naftnih derivata i stepena ekstrakcije pripadajućih komponenti;

– rješavanje specifičnih ekoloških problema vezanih za ekstrakciju, transport i preradu eksploziva i hemijskih proizvoda.

Unatoč činjenici da razvoj visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena danas nije vodeće područje, prije ili kasnije će zauzeti svoju vodeću poziciju.

Bibliografija

1. Baibakov N.K., Garushev A.R. Termičke metode razvoja naftnih polja. – M.: Nedra, 1988. – str. 343.

2. Bilalova G.A., Bilalova G.M. Primjena novih tehnologija u proizvodnji nafte. - Tutorijal. – Volgograd: Izdavačka kuća “In-Folio”, 2009. – 272 str.

3. Bourget J.P., Surio M., Combarnu M. Termalne metode za povećanje iskorištenja nafte. – M.: Nedra, 1988. – 424 str.

4. Kudinov V.I. Poboljšanje termičkih metoda za razvoj visokoviskoznih naftnih polja. – M.: Nafta i gas. – 1996. – 284 str.

5. Nikolin I.V. METODE ZA RAZVOJ PRIRODNIH BITUMENA TEŠKE NAFTE. Nauka je temelj za rješavanje tehnoloških problema ruskog razvoja, 2007, br. 2

6. www.rogtecmagazine.com “TEHNOLOGIJE CIKLIČKOG UBRIZGAVANJA RASTVARA ZA VAĐENJE TEŠKE NAFTE”

7. http://www.ogbus.ru Polishchuk Yu.M., Yashchenko I.G. VISKOZOZNA NAFTA: ANALIZA PROSTORNIH I VREMENSKIH PROMJENA FIZIČKIH I HEMIJSKIH SVOJSTAVA Poslovanje s naftom i plinom, 2005.

8. Evgenia Danilova, dr. n. Teška ulja Rusije The Chemical Journal, decembar 2008

9. V.I. Kokorev (JSC RITEK) Inovativni pristup razvoju polja sa teško povrativim rezervama nafte naftna industrija 08.2009.

10. V.I. Kudinov (JSC Udmurtneft), V.A. Savelyev, T.I. Golovina (UdmurtNIPIneft) „Ekonomska efikasnost uvođenja termičkih metoda za povećanje iskorištenja nafte na poljima OJSC UDMURTNEFT“

11. www.ngtp.ruIskritskaya N.I. „Ekonomska efikasnost inovacija VNIGRI u razvoju nalazišta visokoviskoznih ulja i prirodnog bitumena“ Geologija nafte i gasa. Teorija i praksa. 2006 (1)

Karakteristična karakteristika savremene proizvodnje nafte je povećanje globalne strukture sirovinskih resursa u udjelu teško nadoknadivih rezervi (TIR), koje uključuju tešku naftu viskoziteta od 30 mPa*s i više. Rezerve takvih vrsta nafte iznose najmanje 1 bilion. tona, što je više od pet puta više od zapremine preostalih rezervi nafte niske i srednje viskoznosti. U mnogim industrijaliziranim zemljama svijeta teška nafta se smatra glavnom osnovom za razvoj proizvodnje nafte u narednim godinama. Najveće rezerve teške i bitumenske nafte nalaze se u Kanadi i Venecueli, kao iu Meksiku, SAD-u, Kuvajtu i Kini. Rusija takođe ima značajne rezerve nafte i gasa, a njihov obim čini oko 55% ukupnih ruskih rezervi nafte. Ruska polja visokoviskozne nafte (HVO) nalaze se u Permskoj oblasti, Tatarstanu, Baškiriji i Udmurtiji. Najveće od njih su: Van-Eganskoe, Severo-Komsomolskoye, Usinskoye, Russkoye, Gremikhinskoye itd., sa više od 2/3 svih rezervi visokoviskoznih nafte koje se nalaze na dubinama do 2000 m. Proizvodnja TIZ nafte, njegov transport do sabirno-pripremnih mesta i, konačno, prerada za dobijanje finalnih proizvoda jedan je od urgentnih zadataka naftne industrije.

Šef laboratorije Instituta za biohemijsku fiziku im. N.M. Emanuel RAS (IBCP RAS), doktor hemijskih nauka, naučni direktor projekta: „Tehnologija termohemijske stimulacije proizvodnje nafte“ Evgenij Nikolajevič ALEKSANDROV i viši istraživač, dr. naučno-proizvodno preduzeće "Energomag" (doo NPP "Energomag") Yuri Nikolaevich TEREKHOV.

TEMELJNA TAČKA:

– Koje metode, tehnologije i opremu preporučujete za povećanje iskorištenja nafte u proizvodnji industrijskih rezervi?

Jurij TEREKHOV:

– Na osnovu postojećeg iskustva NPP “ENERGOMAG” na poljima Tatarije, Baškortostana, Udmurtije, Tjumenske oblasti i Kine sa viskoznim i visokoviskoznim parafinskim uljima, možemo preporučiti ekološki prihvatljive tehnologije bez reagensa za vibroakustičke i magnetovibroakustičke efekte na fluid, podzemnu bušotinsku opremu i donju zonu produktivne formacije. Vibroakustične vibracije utiču na sve gore navedene objekte, a magnetni efekat se proteže samo na fluid.

Evgenij ALEKSANDROV:

– Trenutno samo dvije tehnologije za podsticanje proizvodnje ugljovodonika obezbeđuju kombinaciju visokih troškova sa pouzdano predvidljivim profitom. To su hidrauličko frakturiranje (frakturiranje) hladnom tekućinom (SAD) i zagrijavanje formacije pregrijanom parom (Kanada). Privlačnost termičkih metoda povezana je sa snažnim smanjenjem viskoznosti i mogućnošću značajnog povećanja stope proizvodnje ulja kada se produktivna ploča zagrije. Na primjer, kada se teška nafta gustoće od 0,96 t/m3 zagrije na 100°C, viskoznost ulja se smanjuje za 16 puta. Proizvodnja nafte u slučaju dovoljno visokog ležišnog pritiska može se povećati približno 16 puta. Kada se obično ulje gustoće 0,86 t/m3 zagrije na 100°C, viskoznost ulja se smanjuje za 7-8 puta, shodno tome može se značajno povećati i brzina proizvodnje ulja.

Vodeće tehnologije (GPR i SAGD) unapređuju se zagrijavanjem formacije toplinom kemijskih reakcija binarnih smjesa (BS). Binarne mješavine su tečne otopine kemijskih reagensa koji se kreću kroz dva odvojena kanala i, kada se sretnu u zoni produktivne formacije ispod pakera, reagiraju, oslobađajući plin i toplinu koja ide u formaciju pod pritiskom koji stvara sama reakcija.

TEMELJNA TAČKA:

– Na kojim ležištima VVN su dobijeni pozitivni rezultati primenom predloženih tehnologija, metoda i opreme? Šta je konstatovano tokom testiranja i rada predložene opreme?

Jurij TEREKHOV:

– Tehnologija vibro-akustičke stimulacije bez reagensa (VAI) sa ušća bušotine široko se koristila na poljima TatRITEKnefta (Lugovoy i Vasilyevskoye) na bušotinama opremljenim pumpama za usisne šipke i koje proizvode naftu viskoziteta 60-980 cPuaz. Radovi su obavljeni na uklanjanju hidratno-parafinskih čepova (HE), naslaga asfaltenske smole (ARS) i puštanju bušotina u normalan rad.

Primijećeno je da je nakon VAV-a došlo do povećanja brzine protoka, smanjenja rezanja tekućine vode, povećanja performansi pumpe (povećanje efektivne dužine hoda klipa, povećanja brzine punjenja i protoka), smanjenja povećanje opterećenja na nizu usisne šipke i čišćenje ventila pumpe.

Na Šafranovskom polju NGDU Aksakovneft (Bashneft), dobri rezultati su postignuti na bušotini br. 137, opremljenoj pumpom sa sisaljkom i koja radi tokom 3-4 topla mjeseca godišnje. Nakon LPPP na temperaturi okoline T = -(18-21)oC i otklanjanja zaostajanja između odnosa pritiska i kretanja balansne glave, bunar je pušten u normalan rad uz merenje zapremine fluida u mernom rezervoaru.

Sa VAV-om zimsko vrijeme snimljeno:

Dotok je bio 4,5 m3/dan naspram 1,9 m3/dan ljeti;

Produktivnost pumpe je povećana ljeti sa 1,9 m3/dan na 11,2 m3/dan;

Smanjenje opterećenja na glavnom potisniku sa 4088 kgf na 2719 kgf;

Smanjenje viskoziteta tečnosti na 2159 cPoise.

Evgenij ALEKSANDROV:

– U Rusiji, u republikama Tatarstan i Udmurtija, Saratovskoj, Permskoj, Orenburškoj oblastima itd., zona formiranja dna bušotine tretirana je u nekoliko desetina bušotina pomoću BS. Ova metoda se obično koristila u bušotinama malih izdašnosti koje su proizvodile 1-2 tone nafte dnevno. Za čišćenje sloja kože pokrenuta je reakcija sa 0,5 do 1,5 tona BS rastvora. Rastvori neorganskog (mineralnog) nitrata i inicijator reakcije (natrijum nitrat), odvojeni slojem puferskog (inertnog) rastvora, upumpani su u bunar jednim kanalom - kroz cevnu cev. Gas oslobođen nakon što su otopine napustile cijev i reagovale u obložnoj cijevi pobjegao je u formaciju. Ovako dobijeno dodatno ulje (u prosjeku 0,6-0,7 tona dnevno) vratilo je troškove u roku od godinu dana nakon prerade. Termički doprinos BS-a u ovom slučaju je bio mali, jer Tokom pripreme bunara za crpljenje nafte, većina zagrijane stijene imala je vremena da se ohladi. Proračun je pokazao da je BS tehnologija sposobna da konkurira vodećim svjetskim tehnologijama samo uz veliko zagrijavanje formacije.

Također treba napomenuti da se zbog gubitaka topline u komunikacijama para pumpa do dubine koja obično ne prelazi 800-900 m. BS se pumpa hladno kroz odvojene kanale, te stoga mogu proći na bilo koju dubinu bez gubitka topline u komunikacijama.

Praksa tretiranja formacije viskoznom naftom pokazala je da vrući plinovi koji nastaju u reakcionoj zoni ulaze u formaciju mnogo lakše nego tekućina koja se koristi u tehnologiji “hladnog” hidrauličkog frakturiranja. Stoga se kod lomljenja formacije vrućim plinom, pritisak opasan za bušotinu javlja rjeđe nego kod lomljenja formacije nezagrijanim tekućinama. Vruće lomljenje se poželjno izvodi korištenjem BS reakcija u kojima se oslobađa vodonik. Ovaj plin se može koristiti kao prodorno rashladno sredstvo, što olakšava razvoj i grananje novih pukotina.

TEMELJNA TAČKA:

– Kakvi su izgledi za unapređenje predloženih tehnologija, metoda i opreme?

Jurij TEREKHOV:

– Za unapređenje predloženih tehnologija potrebno je provesti velike laboratorijske eksperimente i terenska ispitivanja kako bi se utvrdio nivo uticaja vibroakustičkih i magnetskih efekata na reološka svojstva i relaksaciju fluida u cilju optimizacije parametara kompleksa magnetovibroakustičkog uticaj na reološka svojstva ulja različitog sastava, gustoće, viskoziteta i tekućine vode za svako polje. Na osnovu dobijenih podataka, razvoj i izrada opreme nove generacije za vibroakustičke i magnetovibroakustičke efekte primenljivi su na uslove svakog polja.

Pored toga, mogu se razmotriti opcije za kombinovanje VAV-a sa drugim vrstama uticaja na fluid i donju zonu produktivne formacije, jer poznato je da se u ovom slučaju rezultujući uticaj eksponencijalno povećava.

Evgenij ALEKSANDROV:

– Poslednjih godina naučnici Ruske akademije nauka (RAN) i Moskovskog univerziteta (MSU) razvili su visokoenergetske BS kompozicije pogodne za termičku stimulaciju proizvodnje nafte. Svaki kilogram takvog BS-a oslobađa od 8 do 20 MJ topline i sposoban je zagrijati stijenu težine od 100 do 250 kg na 100 K. BS kompozicije razvijene posljednjih godina emituju 4-10 puta više topline od onih koje su se ranije koristile u bunarima za čišćenje sloja kože.

Razvijeni su načini za reakciju BS sa formacijskom vodom koji se mogu koristiti za smanjenje količine vode u produktivnoj formaciji.

Razvijeni su BS reakcioni načini u kojima se dobijeni vodonik može koristiti kao sredstvo za hidrokreking ulja. To zahtijeva zagrijavanje rezervoara na 300-400°C, što bi trebalo da se dogodi tokom procesa reakcije u pukotinama formacije bez zagrijavanja cijevi koje se nalaze u bušotini.

Razvijeni su načini ubrizgavanja za BS rješenja u kojima se oslobađanje topline treba dogoditi samo u produktivnoj formaciji.

TEMELJNA TAČKA:

– Postoje li ograničenja u korištenju predloženih tehnologija, metoda i opreme?

Jurij TEREKHOV:

– Nema ograničenja u upotrebi predloženih tehnologija, jer bez reagensa su i ekološki prihvatljivi.

Evgenij ALEKSANDROV:

– Danas nema tehničkih ograničenja. Moderna tehnologija, iako skupa, pruža mnoge mogućnosti za izgradnju i servisiranje bunara. I isplati se. Problemi koji trenutno postoje se mogu riješiti. Kada uspemo da pređemo na režim stalnog praćenja i regulisanja procesa, tada će biti moguć prelazak na civilizovane metode koje štede energiju i resurse.

TEMELJNA TAČKA:

– Kakav uticaj može imati upotreba predloženih metoda na faze nakon ekstrakcije industrijskih hemikalija: transport, skladištenje, prerada?

Jurij TEREKHOV:

– Poznato je da se nakon VAV-a smanjuje viskozitet ulja (tečnosti). Povratak u prvobitno stanje (relaksacija) zavisi od mnogih faktora - sastava, viskoziteta, gustine, temperature okoline, sadržaja vode. Nakon VAV-a, vrijeme opuštanja se kreće od nekoliko sati do 3-4 dana. Nakon magnetnog tretmana, vrijeme opuštanja se kreće od nekoliko dana do 2-3 sedmice. Uočeno je da se nakon magnetovibroakustičkog tretmana čvrste tečne frakcije ne talože dugo vremena. Stoga, složeni učinak na formacijski fluid pruža prilično velike prednosti za transport i kratkoročno skladištenje.

Evgenij ALEKSANDROV:

– Prilikom sagorevanja u rezervoaru često se dobija takozvana „nadograđena nafta“ čija je prosečna molekulska težina manja od one originalne nafte. Kada se formacija zagrije iznad 3000C, proces pucanja ulja počinje da daje svoj doprinos. Još je prerano računati na proizvodnju benzina direktno u rezervoaru, ali najvažnije je da je fundamentalna mogućnost izvođenja takvog pucanja dokazana radom ruskih naučnika. „Nadograđeno ulje“ je lakše za obradu.

TEMELJNA TAČKA:

– Da li je moguće predvideti razvoj naprednijih metoda za vađenje eksploziva?

Jurij TEREKHOV:

– Trenutno, najperspektivniji pravac za dalji razvoj jeftinih VAV i MVAV tehnologija je optimizacija nivoa uticaja na formacijski fluid za svako TIZ VVN polje visoke gustine pri negativnim temperaturama okoline.

Farmanzade A.R. 1, Karpunin N.A. 2, Khromykh L.N. 3, Evsenkova A.O. 4, Al-Ghobi G. 5

1 doktorand, 2 studenta, 3 vanredna profesora, 4 studenta, 5 studenta. 1,2,4,5 Nacionalni univerzitet za mineralne resurse "Rudarstvo", 3 Samarski državni tehnički univerzitet

PROUČAVANJE REOLOŠKIH SVOJSTVA VISKOZIZNOG NAFTA PEČERSKOG POLJA

anotacija

U članku se proučavaju reološka svojstva teške nafte iz Pečerskog polja u širokom temperaturnom rasponu. Glavna pažnja posvećena je proučavanju viskoznih i elastičnih komponenti viskoziteta u zavisnosti od temperature kako bi se utvrdili optimalni uslovi za razvoj datog naftnog polja.

Ključne riječi: visoko viskozno ulje, bitumen, komponenta elastične viskoznosti, komponenta viskoznog viskoziteta, reološka svojstva.

Farmanzade A. R. 1 , Karpunin N. A. 2, Khromykh L.N. 3,Evsenkova A. O. 4 , Al– Gobi G. 5

1 student postdiplomskog studija, 2 studenta, 3 vanredna profesora, 4 studenta, 5 studenata. 1,2,4,5 Nacionalni univerzitet mineralnih sirovina (Rudarski univerzitet), 3 Samarski državni tehnički univerzitet

ISTRAŽIVANJE REOLOŠKIH SVOJSTVA POLJIŠTA TEŠKE NAFTE PEČORA

Abstract

U ovom radu se istražuju reološka svojstva naftnog polja Pečora u širokom rasponu temperatura. Glavna pažnja posvećena je proučavanjugubitakiskladištenjemodul viskoziteta u funkciji temperature za preporuku optimalnih uslova za razvoj ovog naftnog polja.

Ključne riječi: teška nafta, bitumen, modul skladištenja, modul gubitka, reološka svojstva.

Danas, zbog stalnog iscrpljivanja zaliha lakih, niskoviskoznih ulja, postoji potreba da se u razvoj polja uvedu teško povratne rezerve, poput visokoviskoznih ulja i prirodnih bitumena, od kojih se većina nalazi u Kanadi. , Venecuele i Rusije, postaje sve važnija. U Ruskoj Federaciji više od 70% visokoviskoznih ulja ograničeno je na 5 regiona: u Permskoj regiji (više od 31%), u Tatarstanu (12,8%), u Samarskoj regiji (9,7%), u Baškortostanu ( 8,6%) i region Tjumen (8,3%).

Naftna ležišta ovog tipa u pravilu se odlikuju malim dubinama naftonosnih slojeva i često niskim temperaturama ležišta, dok ulja ili bitumeni sadržani u njima imaju nenjutnova svojstva zbog visokog sadržaja parafina, asfaltena. i smole. Uz visok sadržaj teških komponenti u sastavu ulja, pojavljuju se viskoelastična svojstva koja su prvi put otkrivena još 1970-ih. .

Visoke vrijednosti viskoznosti ovakvih ulja u ležišnim uvjetima razlog su niskih protoka proizvodnih bušotina, a ponekad čak i njihovog potpunog odsustva pri pokušaju razvoja polja u prirodnom režimu. Trenutno su termičke metode utjecaja na produktivnu formaciju najraširenije u razvoju ležišta takvih ugljikovodika. Među ovim tehnologijama treba istaći ciklično injektiranje pare i površinsko injektiranje pare, kao najčešće metode proizvodnje i intenziviranja u Rusiji, i gravitaciono odvodnjavanje uz pomoć pare (SAGD), koje se široko koristi u inostranstvu.

Za proučavanje svojstava visokoviskozne nafte koja se nalazi u složenom karbonatnom rezervoaru, odabrano je polje Pecherskoye, koje se nalazi na obalama rijeke Volge, u blizini sela Pecherskoye. Prethodno su se na ovom polju kopale stijene (vapnenci i dolomiti) zasićene teškom naftom za naknadno vađenje sirovina za proizvodnju bitumenske mastike. Autori su organizirali terenske izlete na ovo polje radi prikupljanja informacija o strukturi ležišta i uzoraka za proučavanje reoloških svojstava nafte i šupljina ležišta.

U ovom radu proučavana su reološka svojstva ulja u zavisnosti od temperature. U ovom slučaju korišten je moderan visokoprecizni rotacijski viskozimetar sa zračnim ležajevima.

Eksperiment za proučavanje ovisnosti dinamičke viskoznosti od temperature izveden je na sljedeći način: kap ulja zapremine 1 ml stavljena je na viskozimetarsku platformu zagrijanu na 70°C, zatim je kap pritisnuta rotorom i temperatura se povećala na 110°C. Ugaona brzina je postavljena na viskozimetru na 5 s -1, nakon čega je temperatura postepeno padala na 50°C. Ova temperatura je predložena kao granica za sprječavanje prekomjernog preopterećenja motora viskozimetra.

Rice. 1 – Ovisnost dinamičke viskoznosti visokoviskoznog ulja o temperaturi.

Prikazana slika pokazuje da se dinamička viskoznost ulja može opisati funkcijom snage oblika y=1177320551696170000x -7,24 sa aproksimacijskom vrijednošću pouzdanosti R² = 0,99554. Ulje je visoko viskozno u cijelom rasponu predstavljenih temperatura (viskozitet na 110°C je 2003 mPa∙s, a na 50°C – 502,343 mPa∙s). U ovoj fazi testiranja nije bilo moguće izmjeriti viskoznost ulja na temperaturi rezervoara od 20°C zbog ograničenja u mogućnostima viskozimetra.

Za dubinska studija U cilju utvrđivanja reoloških svojstava ovog ulja, provedena su dodatna specijalizirana dinamička ispitivanja za određivanje elastične i viskozne komponente viskoznosti. Tijekom eksperimenata proučavan je utjecaj opadanja temperature na elastičnu komponentu viskoznosti (dinamički modul smicanja, koji se naziva i skladišni modul) i viskoznu komponentu viskoziteta (komplijenciju ili modul gubitka). U prvom slučaju, nafta sa Pečerskog polja korišćena za istraživanje hlađena je u izabranom temperaturnom opsegu od 90ºS do 50ºS. Eksperiment je tekao na sljedeći način: kap ulja zapremine 1 ml stavljena je na viskozimetarsku platformu zagrijanu na 70°C, zatim je kap rotorom pritisnuta i temperatura se povećavala na 90°C, nakon čega je postepeno smanjena na 50°C sa snimanjem podataka. Dinamičko opterećenje je predstavljeno oscilatornim kretanjem rotora frekvencije od 1 Hz i opterećenjem od 100 Pa. Rezultati su prikazani na slici 2.

Rice. 2 – Zavisnost elastičnih (modul skladištenja) i viskoznih (modul gubitka) komponenti viskoznosti visokoviskozne nafte iz Pečerskog polja o temperaturi.

Analizirajući prikazane zavisnosti, moguće je izvući sljedeće zaključke: prvo, i viskozna i elastična komponenta viskoznosti ulja opadaju s porastom temperature i dostižu relativno male vrijednosti na 80°C, što dokazuje potrebu korištenja toplinske energije u razvoj ove oblasti. Drugo, primjetno je da u proučavanom temperaturnom rasponu ulje ima elastična svojstva, koja, iako opadaju s porastom temperature, dostižu značajne vrijednosti: 23,54 Pa.

Na osnovu rezultata istraživanja moguće je izvući sljedeće zaključke:

Visoko viskoznu naftu iz Pečerskog polja karakteriše abnormalno visok viskozitet: izmjerena dinamička viskoznost na 50°C iznosi 502343 mPa∙s.
S obzirom na to da se viskoznost nafte sa porastom temperature od 50 do 110°C smanjuje sa 502343 mPa∙s na 2000 mPa∙s, da bi se nafta izvukla iz stijene ovog polja, potrebno je koristiti termičku akcija.
Proučavano ulje ima složena reološka svojstva, vjerovatno zbog visokog sadržaja asfaltena i smola karakterističnih za prizemna polja u Samarskom regionu. Visoke vrijednosti viskoznih i elastičnih komponenti viskoznosti uočavaju se u cijelom temperaturnom rasponu na kojem su vršena dinamička ispitivanja, što će nesumnjivo negativno utjecati na proces vađenja nafte iz ležišta.
Autori plana rada dalja ispitivanja usmjerena na opravdavanje učinkovitih tehnologija za ekstrakciju ovakvih anomalnih ulja iz proizvodnih formacija, na primjer, tehnologije koje koriste složene efekte termičkih sredstava i rastvarača.

Književnost

Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov M.M. Abnormalna ulja. -M.: Nedra, 1975. -168 str.
Zinovjev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Olhovskaja V.A., Roshchin P.V., Mardashov D.V. Opravdanje režima razvoja abnormalno viskoznih nalazišta nafte na osnovu integracije početnih geoloških i terenskih informacija // Bilten Centralnog komiteta Rosnedra. -2014. -Ne. 3. -WITH. 15-23.
Zinovjev A.M., Olhovskaja V.A., Kovalev A.A. Opravdanost analitičkog modela pseudo-stabilnog priliva nelinearne viskoplastične nafte u vertikalnu bušotinu // Bilten Centralnog komiteta Rosnedre. -2013. -Ne. 2. -WITH. 40-45.
Zinovjev A.M., Olhovskaja V.A., Maksimkina N.M. Projektiranje visokoviskoznih sistema za razvoj naftnih polja korištenjem nenjutnovskog modela strujanja i rezultati ispitivanja bušotine na upliv // Oilfield Business. -2013. -Ne. 1. -WITH. 4-14.
Litvin V.T., Roshchin P.V. Proučavanje utjecaja rastvarača “Nefras S2-80/120” na reološka svojstva parafinskog visokoviskoznog ulja Petrukhnovskog polja // Materijali naučne sesije naučnika Almetjevskog državnog naftnog instituta. -2013. -T.1. -Ne. 1. -S. 127-130.
Polishchuk Yu.M., Yashchenko I.G. Visoko viskozna ulja: analiza prostornih i vremenskih promjena fizičkih i kemijskih svojstava // Elektronski naučni časopis “Poslovanje nafte i plina”. 2005. br. 1. [Elektronski izvor]: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (pristupljeno 15. novembra 2015).
Olkhovskaya V.A., Sopronyuk N.B., Tokarev M.G. Efikasnost puštanja u rad malih nalazišta nafte sa nenjutnovskim svojstvima//Razvoj, rad i razvoj naftnih polja/Samara: Zbornik naučnih radova SamaraNIPIneft doo. -2010. -Broj 1. -WITH. 48-55.
Olkhovskaya V.A. Podzemna hidromehanika. Filtracija nenjutnovskog ulja. -M.: JSC “VNIIOENG”, 2011. -224 str.
Rogačev M.K., Kolonskih A.V. Proučavanje viskoelastičnih i tiksotropnih svojstava nafte s polja Usinsk // Nafta i plin. -2009. -T.7. -Ne. 1. -P.37-42.
Roshchin P.V. Opravdanost integrirane tehnologije obrade donje bušotinske formacije u visokoviskoznim naftnim ležištima sa ležištima s puknutim porama: disertacija. dr.sc. tech. Sci. -SPb., 2014. -112 str.
Roshchin P.V., Petukhov A.V., Vasquez Cardenas L.K., Nazarov A.D., Khromykh L.N. Proučavanje reoloških svojstava visokoviskoznih i visokoparafinskih ulja sa polja u Samarskom regionu. Geologija nafte i gasa. Teorija i praksa. 2013. T. 8. br. 1. str. 12.
Roshchin P.V., Rogachev M.K., Vazquez Cardenas L.K., Kuzmin M.I., Litvin V.T., Zinovjev A.M. Proučavanje materijala jezgre iz ležišta prirodnog bitumena Pechersk pomoću rendgenskog kompjuterskog mikrotomografa SkyScan 1174V2. Međunarodni naučno-istraživački časopis. 2013. br. 8-2 (15). str. 45-48.
Ruzin L.M. Tehnološki principi za razvijanje naslaga abnormalno viskoznih ulja i bitumena / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Ed. N.D. Tskhadaya. Ukhta, 2007. 244 str.
Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Poreklo i integrisano istraživanje slatkih tačaka u karbonatnim i škriljcavim naftno-gasnim rezervoarima Timan-Pechora basena. Društvo naftnih inženjera – Evropska konferencija i izložba o nekonvencionalnim resursima 2014: Otključavanje evropskog potencijala 2014. str. 295-305.
Pierre C. et al. Sastav i reologija teške nafte //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – T. 59. – Br. – P. 489-501.
Roschin P.V., Zinovjev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Izbor rastvarača na osnovu proučavanja reoloških svojstava ulja. Međunarodni naučno-istraživački časopis. -2015. -br. 6-1 (37). -WITH. 120-122.

Reference

Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomalno ulje. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
Zinov'ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol'hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie režima razrabotki zalezhi anomalno vjazkoj nefti na osnove kompleksiranja ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -Ne. 3. -S. 15-23.
Zinov'ev A.M., Ol'hovskaja V.A., Kovalev A.A. Obosnovanie analitičeskoj modeli psevdoustanovivshegosja pritoka nelinejno vjazkoplastičnoj nefti k vertikalnoj skvažini//Vestnik CKR Rosnedra. -2013. -Ne. 2. -S. 40-45.
Zinovjev A.M., Ol'hovskaja V.A., Maksimkina N.M. Proektirovanie sistema razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo tehnike i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok//Neftepromyslovoe delo. -2013. -Ne. 1. -S. 4-14.
Litvin V.T., Roshhin P.V. Izučenie vlijanija rastvoritelja “Nefras S2-80/120” na reološkim svojstvima parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -Ne. 1. -S. 127-130.
Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himičeskih svojstv // Jelektronnyj nauchnyj žurnal “Neftegazovoe delo”. 2005. br. 1. : http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (podaci obrashhenija 15.11.2015.).
Ol’hovskaja V.A., Sopronjuk N.B., Tokarev M.G. Jeffektivnost vvoda v jekspluataciju nebolših zaležej nefti s nenjutonovskimi svojstvima//Razrabotka, jekspluatacija i obustrojstvo neftjanyh mestorozhdenij/Samara: Sbornik naučnih trudova OOO „SamaraNIPIneft“. -2010. -Vyp.1. -S. 48-55.
Ol'hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil'tracija nen'jutonovskoj nefti. -M.: OAO “VNIIOJeNG”, 2011. -224 s.
Rogačev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -Ne. 1. -S.37-42.
Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasti na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. Teorija i praksa. 2013. T. 8. br. 1. S. 12.
Roshhin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materijala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnog bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2. Međunarodni naučno-issledovatelskij žurnal. 2013. br. 8-2 (15). S. 45-48.
Ruzin L.M. Tehnologicheskie principy razrabotki zalezhej anomal’no vjazkih neftej i bitumov / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Pod red. N.D. Chadaja. Uhta, 2007. 244 s.
Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Poreklo i integrisano istraživanje slatkih tačaka u karbonatnim i škriljcavim naftno-gasnim rezervoarima Timan-Pechora basena. Društvo naftnih inženjera – Evropska konferencija i izložba o nekonvencionalnim resursima 2014: Otključavanje evropskog potencijala 2014. S. 295-305.
Pierre C. et al. Sastav i reologija teške nafte //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – T. 59. – Br. 5. – S. 489-501.
Roschin P. V. i dr. Eksperimentalno istraživanje izvlačenja teške nafte iz uzoraka jezgre karbonatnog jezgra s puknutom i poroznom postupkom sekundarnim ubrizgavanjem dodanog surfaktanta//SPE Heavy Oil Conference-Canada. – Društvo inženjera nafte, 2013.
Roschin P.V., Zinovjev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Izbor rastvarača na osnovu proučavanja reoloških svojstava ulja. Međunarodni naučno-issledovatelskij žurnal. -2015. -br. 6-1 (37). -S. 120-122.