Способ добычи высоковязкой нефти включает подлив в затрубное пространство разжижителя, содержащего следующие компоненты, мас.%: анионное поверхностно-активное вещество 0,3-0,7, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,8-1,2, гидроокись щелочных металлов 5-40% концентрации 0,5-8,3 и воду хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи высоковязкой нефти. Известен способ добычи высоковязкой нефти путем закачки в призабойную зону пласта разжижителя и последующей его продавки отсепарированной нефтью, закачиваемой по затрубному пространству /I/. При данном способе временно достигается добыча, а после окончания действия разжижителя приходится вновь закачивать свежую порцию его. В результате процесс добычи нефти прерывается, а на подачу новой порции разжижителя приходится тратить значительное время. Такой способ имеет низкую эффективность. Более близким к предлагаемому является способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя /2/. В качестве разжижителя по данному способу в затрубное пространство подливают легкую нефть. Так как эта нефть легче, чем добываемая из скважины, то она "плавает" сверху и не оказывает должного воздействия на вязкую тяжелую нефть. Поэтому подливаемая нефть скорее попадает на прием штангового насоса и откачивается из скважины, не оказывая должного разжижающего воздействия на нефть, находящуюся ниже приема насоса. Поэтому эффективность способа низкая, особенно на глубоких скважинах, где продуктивные пласты находятся на значительной глубине по сравнению с глубиной подвески штанговых насосов. К недостаткам способа следует отнести и высокие затраты на доставку легкой нефти с других площадей и необходимость строительства дополнительных коммуникаций для ее приема. Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и снижение затрат при этом. Эта задача достигается тем, что в известном способе добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. анионоактивное ПАВ 0,3-0,7 Неионогенное ПАВ 0,8-1,2 Гидроокись щелочных металлов 5-40% концентрации 0,5-8,3 Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное При этом разжижитель подают в затрубное пространство в количестве от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти и его удельный вес превышает удельный вес добываемой нефти не менее чем на 0,05 г/см 3 . Способ осуществляют следующим образом. На промысле с высоковязкой нефтью монтируют емкость с разжижителем, удельный вес которого выше удельного веса добываемой нефти хотя бы на 0,05 г/см 3 . Емкость обвязывают с нефтяными скважинами и подают в затрубное пространство этих скважин разжижитель с производительностью от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти. Так как разжижитель тяжелее нефти, то при подливе его в затрубное пространство он опускается ниже приема глубинного насоса, вплоть до призабойной зоны. При опускании разжижитель контактирует со всем столбом нефти, находящимся выше продуктивного пласта, и при этом оказывает комплексное воздействие на высоковязкую нефть. В разжижителе имеется три группы реагентов: вода хлоркальциевого типа, гидроокись щелочных металлов и смесь двух ПАВ. Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% по составу близка к пластовым водам, являющихся постоянными спутниками нефтяных месторождений, поэтому при смешивании такой воды не происходит нежелательных последствий: ее загущение и пр. Добавка такой воды к нефти обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода. Приведенные опыты показали, что если при добавке дистиллированной воды межфазное натяжение на границе нефть-вода составило 27,5 мН/м, то при добавке воды хлоркальциевого типа натяжение снизилось до 20,5 мН/м, а этой же воды с добавкой в нее щелочи до 8,9 мН/м. Такая вода является сильным электролитом. В результате она не только смачивает поверхность труб, но и обволакивает их, что исключает контакт с ними высоковязкой нефти, имеющей высокое трение по металлу. Это дополнительно улучшает условия продвижения нефти от продуктивного пласта до приема насоса. Однако хлористых солей в воде должно быть не больше 20% так как названные выше полезные свойства остаются на том же уровне, а удельный вес разжижителя повышается в значительной мере. Это приводит к дальнейшему увеличению удельного веса добываемой продукции, что вызывает снижение дебита нефтяных скважин. Наличие гидроокиси щелочных металлов дает возможность воздействовать на нафтеновые кислоты, имеющиеся в большом количестве в вязких нефтях. В результате взаимодействия образуются соли нафтеновых кислот, хорошо растворимые в воде. Соли нафтеновых кислот являются активными ПАВ, которые дополнительно снижают силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода. Кроме этого, эти ПАВ являются активными диспергаторами асфальто-смолисто-парафиновых образований /АСПО/ и снижают адгезию АСПО к металлу. Добавка смеси двух ПАВ: анионоактивных и неионогенных обеспечивает достижение ряда полезных моментов, которые не могут быть достигнуты при одиночном применении этих или других ПАВ. Так как данная смесь ПАВ /дальше СПАВ/ в своем составе имеет ароматические соединения, то она является активным растворителем АСПО. Одновременно эта СПАВ является диспергатором парафина. При разрушении парафина разрушается и АСПО. Раствор СПАВ в воде хлоркальциевого типа приводит к снижению температуры застывания высокопарафинистой нефти, а такими являются все высоковязкие нефти. Проведенные лабораторные исследования с нефтями Бугреватовского месторождения показали, что температура застывания нефти снижалась с 73-65 o С до 41-27 o С. Это приводит к тому, что при имеющихся температурных условиях добычи нефти в условиях Украины кристаллизация парафина почти полностью исключена при внедрении данного способа добычи. Добавка таких СПАВ предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий, которые ухудшают условия откачки нефти как по стволу скважины, так и по нефтепроводам. Добавки данных СПАВ снижают скорость выделения газа из нефти, за счет чего улучшается работа глубинных насосов. В растворе воды хлоркальциевого типа и с добавкой щелочи улучшается растворимость этих ПАВ. Такая система повышает олефильность мицелярных структур /а такими являются высоковязкие нефти/. За счет этого обеспечивается более надежное смачивание частичек парафина, предотвращается их слипание и отложение на стенках труб. Таким образом, каждая из входящих групп реагентов в состав разжижителя оказывает свое воздействие на вязкую нефть, а находясь вместе, они дополняют друг друга и усиливают общий эффект. Состав разжижителя подобран опытным путем. При меньших величинах состава компонентов, чем нижнее значение, не достигается нужного разжижения и падает добыча нефти. При значениях, больше чем верхний предел компонентов, указанный в формуле, резко увеличивается расход реагентов, а добыча нефти не увеличивается. При подаче разжижителя меньше 0,2 объема добываемой нефти качественного разжижения нефти не достигается и не достигается намеченной добычи нефти. При подаче разжижителя больше чем 0,35 от объема добываемой нефти, резко увеличивается расход химических реагентов, трудозатрат на их приготовление, а увеличения добычи не достигается. Более того, начиная с 0,40 от объема добываемой нефти, дебит начинает снижаться за счет того, что увеличивается удельный вес добываемой продукции. Примеры осуществления способа: Пример 1. Скважина глубиной 3800 м. Нефтяной горизонт на глубине 3639-3697 м. Нефть высоковязкая и высокопарафинистая: плотность нефти в поверхностных условиях 0,961 г/см 3 , вязкость при температуре 50 o С в поверхностных условиях 1000 спз, содержание смол 14,6% Возможный дебит скважины 9 тс/сут. Приготовили 3,5 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /ТЭАС-М/ 0,57 NаОН 40% концентрации 5,14 Неионогенное ПАВ /неонол/ 1 Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 13,7% и удельного веса 1,12 г/см 3 Остальное В объемном выражении это составило, л:
ТЭАС-М 20
NаОН 180
Неонол 35
Пластовая вода 3265. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,13 г/см 3 . Превышение удельного веса такого состава над удельным весом нефти составило 1,13 0,961 0,169 г/см 3 , что достаточно для обеспечения нормального "продвижения" разжижителя сквозь столб нефти от приема насоса до призабойной зоны. Ввиду достаточно высокого превышения удельного веса подачу разжижителя производили со скоростью 0,2 от объема добываемой нефти, т.е. 9 0,961 х 0,2 1,87 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая со скважины продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,995 г/см 3 , вязкость 81 спз. Пример 2. Данные по скважине те же. Плотность нефти 0,92 г/см 3 , вязкость в поверхностных условиях при температуре 50 o С 950 спз. Дебит скважины 5 тс/сут. Приготовили 5 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /сульфанол/ 0,57
КОН 20% концентрации 6,3
Неионогенное ПАВ/дисольван/ 0,8
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 20% Остальное. В объемном выражении это составило, л:
сульфанол 28,5
КОН 315
Дисольван 40
Пластовая вода 4616,5. Все это тщательно перемешали и получили разжижитель удельного веса 1,18 г/см 3 . Превышение удельного веса приготовленного состава над удельным весом нефти равно 1,18 0,92 0,26 г/см 3 . Ввиду значительного превышения удельного веса разжижителя подачу его сделали минимальной и равной 0,2 от объема дебита скважины: 5 0,92 х 0,2 0,92 м 3 /сут. Приготовленного раствора хватит на 5 0,92 5,4 сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,97 г/см 3 , вязкость 96 спз. П р и м е р 3. Плотность нефти на другом блоке этого же месторождения составила 0,89 г/см 3 , вязкость 910 спз, дебит скважины 6 тс/сут. Приготовили 4 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /реагент ДС-РАС/ 0,3
NаОН 30% концентрации 0,5
Неионогенное ПАВ /превоцел/ 1,1
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 6% Остальное. В объемном выражении это составило, л:
Реагент ДС-РАС 12
Каустическая сода 20
Превоцел 44
Пластовая вода 3924. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,05 г/см 3 , превышение удельного веса разжижителя над удельным весом нефти составило 1,05 0,89 0,16 г/см 3 , что достаточно для нормального опускания состава по всему стволу скважины. Подачу разжижителя делали со скоростью 0,35 от ожидаемого дебита нефти, т.е. 6 0,89 x 0,35 2,36 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,94 г/см 3 , вязкость 90 спз. Глубинно-насосное оборудование при таких параметрах продукции работало нормально. П р и м е р 4. В другом блоке месторождения плотность нефти 0,85 г/см 3 , вязкость 521 спз, ожидаемый дебит нефти 8 тс/сут. Для таких условий приготовили 12 м 3 разжижителя следующего состава:
ТЭАС-М /анионоактивное ПАВ/ 0,7
NаОН 5% концентрации 8,3
Неионогенное ПАВ /OП-1O/ 1,2
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 9% остальное. В объемном выражении это составило, л:
ТЭАС-М 84
Каустическая сода 996
ОП-10 144
Пластовая вода 10776. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,07 г/см 3 . Разница удельных весов составила 1,07 0,85 0,22 г/см 3 , что достаточно для нормальной добычи высоковязкой нефти по данному способу. Учитывая достаточное превышение удельного веса разжижителя над нефтью, подачу его сделали равной 0,25 от объема добываемой нефти: 8 0,85 х 0,25 2,35 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,901 г/см 3 , вязкость 89 спз. С внедрением данного способа добычи высоковязкой нефти улучшилась работа глубинно-насосного оборудования, повысился коэффициент подачи штангового глубинного насоса. Снятые динамограммы свидетельствовали о нормальной работе всего глубинного оборудования. Уменьшилось давление на устье скважины на 12 кгс/см 2 . Технология способа проста и для ее внедрения не требуется дополнительного оборудования. С внедрением способа снижаются затраты на добычу высоковязких нефтей и их транспортировку до объектов подготовки нефти.

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, отличающийся тем, что в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. Анионное поверхностно-активное вещество 0,3 0,7
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,8 1,2
Гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации 0,5 8,3
Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное

Транспортировка нефти с высоким показателем вязкости довольно усложнена из – за увеличенной сопротивляемости.

1. Для облегчения добычи и облегчения текучести в нефть вводится углеводород или более легкая нефть. Но такой способ требует дополнительных затрат, к тому же легкие фракции нефти не всегда доступны.

2. Применяется и другой способ разжижения нефтяного высоковязкого сырья. В этом случае вдоль трубопровода устанавливаются нагревательное оборудование, облегчающее транспорт нефти. Но, для работы нагревательных элементов используется часть добываемой нефти, что приводит потерям до 20% добываемого продукта.

3. Следующий способ добычи утяжеленной нефти – это подача ее в виде текучих водных эмульсий. Получается эмульсия при подмешивании в нефть воды и эмульгатора, с последующей подачей образовавшейся массы в трубы. Чтобы такой способ был менее затратным эмульгатор должен использоваться дешевый, а эмульсии должны быть стабильными при перекачке насосом и последующей подаче нефти. Невыгодными считаются эмульсии, которые имеют в составе лишь 50 % нефти, так как получается что энергетические затраты при добыче увеличиваются на половину.

Как эмульгатор используется смесь сульфатных и карбоксилированных этоксилатов, которые не только дорогостоящи, но и являются дефицитом, что приводит к увеличению стоимости производства.

4. Еще один способ – это подмешивание в нефть водного раствора диспергатора с последующим образованием эмульгирующих соединений, которые состоят из этоксилированых алкилфенолов. Результат этого изобретения – увеличение количества и эффективности транспортировки нефтепродуктов высокой вязкости. Водный раствор диспергатора нагнетается в скважину и вступает в контакт с нефтью на глубине, большей, чем расположен откачивающий насос. Благодаря колебаниям, создающимся при работе насоса, происходит смешивание нефти и диспергатора и подача образовавшегося состава наверх по трубам, причем смешивание происходит независимо от размера и твердости частиц, составляющих нефтепродукт.

5. Разжижение нефтепродуктов возможно и посредством закачки в призабойную пластовую область разжижителя, продаваемого по затрубному пространству. Но, по мере окончания действия разжижающего вещества, возникает необходимость закачивать его снова и снова, что затратно по временным показателям и потому малоэффективно.

Но, если применять утяжеленный разжижитель, то он опускается ниже уровня насоса о самой призабойной зоны и, заполняя собой пространство, способствует вытеснению нефти в трубу, как более легкого материала. Такой разжижитель состоит из хлоркальциевой воды, смеси двух ПАВ и гидроокиси щелочных металлов.

Данный способ улучшает работу глубинных насосов, повышает коэффициент подачи нефтяного сырья, уменьшает давление на устье скважины и не требует использования дополнительного оборудования.

6. Новая методика – внутрипластовое горение, применяется уже на некоторых месторождениях и вполне успешно, возможно, что за ней будущее.

Внутрипластовое горение – это способ добычи нефти, когда используется энергия, получаемая при горении сырья прямо в пласте при закачке в него воздушного пространства. Возможно использование этого метода для легкой и тяжелой нефти. Так, например, при горении 1 куб. метра породы при давлении в 200 атмосфер и наборе температуры до 350 градусов, можно получить 60 кубов газа и 80 литров нефти.

Для осуществления процесса в скважину нагнетается воздух, который и запускает окислительный процесс с повышением температуры, благодаря чему вода испаряется, превращаясь в пар с образованием нефтяного вала, вытесняющего наружу сквозь трубу образующиеся газы и нефть.

Внутрипластовое горение может быть сухим, влажным и сверхвлажным. Наиболее удобное для добычи влажное горение, так как оно продвигает фронт горения, снижает расход воздуха, уменьшает концентрацию нефти, сжигаемой в пласте.

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т д. Условно их можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения, группы: 1 -карьерный и шахтный способы разработки; 2 - так называемые «холодные» способы добычи; 3 - тепловые методы добычи.

Карьерный и шахтный способы разработки

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

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная– с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов.

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

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

«Холодные» способы добычи

К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS», предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка. Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае, как правило, не превышает 10%.

Метод не применяется для добычи битумов и месторождений с подошвенной водой.

В числе «холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей следует указать так называемый VAPEX метод – закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки.

Таким образом, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

Тепловые методы добычи

Традиционно, существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений (в различных их модификациях) принято объединять в три группы: внутрипластовое горение, паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС) и закачка в пласт теплоносителей – пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение).

Внутрипластовое горение осуществляется частичным сжиганием нефти (тяжелых ее составляющих) в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами (электрическими, химическими и т. п.), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500- 700 °С.

Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды. Существует вариация этого метода разработки - влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.

Наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов являются паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей. Процесс паротепловой обработки (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в периодической закачки пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Т.к. паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15-20%). Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта. Паротепловое воздействие на пласт представляет собой неизотермическое вытеснение нефти теплоносителем. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т. д.

Более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия.

Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD). Эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Фарманзаде А.Р. 1 , Карпунин Н.А. 2 , Хромых Л.Н. 3 , Евсенкова А.О. 4 , Аль-Гоби Г. 5

1 Аспирант, 2 студент, 3 доцент, 4 студент, 5 студент. 1,2,4,5 Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 3 Самарский государственный технический университет

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПЕЧЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В статье изучены реологические свойства тяжелой нефти Печерского месторождения в широком температурном диапазоне. Основное внимание уделено изучению вязкой и упругой компонентам вязкости в зависимости от температуры для обоснования оптимальных условий разработки данного нефтяного месторождения.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, битум, упругая компонента вязкости, вязкая компонента вязкости, реологические свойства.

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

1 Postgraduate student, 2 student, 3 associate professor, 4 student, 5 student. 1,2,4,5 National Mineral Recourses University (University of Mines), 3 Samara State Technical University

THE INVESTIGATION RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HEAVY OIL FIELD PECHORA

Abstract

There is the investigation of the rheological properties of heavy oil field Pechora in a wide temperatures range in this paper. Main attention is given to the study of the loss and storage modulus of the viscosity as a function of temperature for the recommendation of optimal conditions for development of this oil field.

Keywords: heavy oil, bitumen, storage modulus, loss modulus, rheological properties.

На сегодняшний день, в связи с неуклонным истощением запасов легких, маловязких нефтей, все большее значение приобретает необходимость введения в разработку месторождений трудноизвлекаемых запасов, таких как высоковязкие нефти и природные битумы, большая часть которых находится в Канаде, Венесуэле и России. В Российской Федерации более 70% высоковязких нефтей приурочены к 5 регионам: в Пермской области (более 31 %), в Татарстане (12,8 %), в Самарской области (9,7 %), в Башкортостане (8,6 %) и Тюменской области (8,3 %) .

Месторождения нефтей такого типа, как правило, характеризуются небольшими глубинами залегания нефтеносных пластов и, зачастую, низкой пластовой температурой, в то время как залегающие в них нефти или битумы обладают неньютоновскими свойствами , обусловленными большим содержанием парафинов асфальтенов и смол . При высоком содержании тяжелых компонентов в составе нефтей проявляются вязкоупругие свойства, которые впервые были обнаружены еще в 1970-х гг. .

Высокие значения вязкости таких нефтей в пластовых условиях являются причиной низких дебитов добывающих скважин, а иногда, и полного их отсутствия при попытках разработки месторождения на естественном режиме . В настоящее время термические методы воздействия на продуктивный пласт получили наибольшее распространение при разработке залежей таких углеводородов . Среди этих технологий стоит отметить циклическую (cyclic steam injection) и площадную закачку пара, как наиболее распространенные методы добычи и интенсификации притока в России и парогравитационное дренирование (SAGD – steam assisted gravity drainage), широко применяемое за рубежом .

Для изучения свойств высоковязкой нефти, залегающей в сложнопостроенном карбонатном коллекторе, было выбрано Печерское месторождение, располагающееся на берегу реки Волга, у села Печерское. Ранее на данном месторождении добывалась горная порода (известняки и доломиты), насыщенная тяжелой нефтью, для последующего извлечения из нее сырья для производства битумной мастики. Авторами были организованы полевые выходы на данное месторождение для сбора информации о строении залежи и образцов для изучения реологических свойств нефти и пустотного пространства пласта-коллектора.

В данной работе была изучена реологических свойств нефти от температуры. При этом использовался современный высокоточный ротационный вискозиметр с воздушными подшипниками.

Эксперимент по изучению зависимости динамической вязкости от температуры проводился следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 110°С. На вискозиметре было задано значение угловой скорости 5 с -1 , после чего температура плавно опускалась до 50°С. Данная температура была предложена в качестве граничной для предотвращения излишней перегрузки двигателя вискозиметра.

Рис. 1 – Зависимость динамической вязкости высоковязкой нефти от температуры.

На представленном рисунке видно, что динамическая вязкость нефти может быть описана степенной функцией вида y=1177320551696170000x -7,24 с величиной достоверности аппроксимации R² = 0,99554. Нефть на всем интервале представленных температур является высоковязкой (вязкость при 110°С составляет 2003 мПа∙с, а при 50°С – 502343 мПа∙с). На данном этапе испытаний измерить вязкость нефти при пластовой температуре 20°С не было возможно из-за ограничения возможностей вискозиметра.

Для углубленного изучения реологических свойств данной нефти были проведены дополнительные специализированные динамические испытания по определению упругой и вязкой компонент вязкости. В ходе экспериментов было изучено влияние снижения температуры на упругую компоненту вязкости (динамический модуль сдвига, также называемый storage modulus) и вязкую компоненту вязкости (податливость или loss modulus) . Нефть Печерского месторождения, используемая для проведения исследований, в первом случае охлаждалась в выбранном интервале температур от 90ºС до 50ºС. Эксперимент проходил следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 90°С, после чего плавно снижалась до 50°С с записью данных. Динамическая нагрузка была представлена осцилляционным движением ротора с частотой 1 Гц и нагрузкой 100 Па. Результаты представлены на рисунке 2.

Рис. 2 – Зависимость упругой (storage modulus) и вязкой (loss modulus) компонент вязкости высоковязкой нефти Печерского месторождения от температуры.

Анализируя представленные зависимости, возможно сделать следующие выводы: во-первых, как вязкая, так и упругая компоненты вязкости нефти уменьшаются с увеличением температуры и достигают относительно небольших значений при 80°С, что доказывает необходимость использования тепловой энергии при разработке данного месторождения. Во-вторых, заметно, что на исследованном интервале температур нефть обладает упругими свойствами, которые хоть и уменьшаются при увеличении температуры, но достигают значительных величин: 23,54 Па.

Исходя из результатов проведенных исследований, возможно сделать следующие выводы:

1. Высоковязкая нефть Печерского месторождения характеризуется аномально высокой вязкостью: измеренная динамическая вязкость при 50°С составляет 502343 мПа∙с.
2. Исходя из того, что вязкость нефти при повышении температуры от 50 до 110°С снижается с 502343 мПа∙с до 2000 мПа∙с для извлечения нефти из породы данного месторождения необходимо применение термического воздействия.
3. Изученная нефть обладает сложными реологическими свойствами, обусловленными, вероятно, высоким содержанием асфальтенов и смол, характерным для приповерхностных месторождений Самарской области. Высокие значения вязкой и упругой компонент вязкости наблюдаются на всем интервале температур, при которых проводились динамические испытания, что несомненно окажет негативное влияние на процесс извлечения нефти из пласта-коллектора.
4. Авторами работы запланированы дальнейшие испытания, направленные на обоснование эффективных технологий извлечения таких аномальных нефтей из продуктивных пластов, например, технологии с применением комплексного воздействия тепловыми агентами и растворителями.

Литература

1. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. -168 с.
2. Зиновьев А.М., Ковалев А.А., Максимкина Н.М., Ольховская В.А., Рощин П.В., Мардашов Д.В. Обоснование режима разработки залежи аномально вязкой нефти на основе комплексирования исходной геолого-промысловой информации//Вестник ЦКР Роснедра. -2014. -№3. -С. 15-23.
3. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Ковалев А.А. Обоснование аналитической модели псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине//Вестник ЦКР Роснедра. -2013. -№2. -С. 40-45.
4. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Максимкина Н.М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток//Нефтепромысловое дело. -2013. -№1. -С. 4-14.
5. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения//Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. -2013. -Т.1. -№ 1. -С. 127-130.
6. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2005 №1. [Электронный ресурс]: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (дата обращения 15.11.2015).
7. Ольховская В.А., Сопронюк Н.Б., Токарев М.Г. Эффективность ввода в эксплуатацию небольших залежей нефти с неньютоновскими свойствами//Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений/Самара: Сборник научных трудов ООО «СамараНИПИнефть». -2010. -Вып.1. -С. 48-55.
8. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. -224 с.
9. Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения//Нефтегазовое дело. -2009. -Т.7. -№1. -С.37-42.
10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. -СПб., 2014. -112 с.
11. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
12. Рощин П.В., Рогачев М.К., Васкес Карденас Л.К., Кузьмин М.И., Литвин В.Т., Зиновьев А.М. Исследование кернового материала Печерского месторождения природного битума с помощью рентгеновского компьютерного микротомографа SkyScan 1174V2. Международный научно-исследовательский журнал. 2013. № 8-2 (15). С. 45-48.
13. Рузин Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта, 2007. 244 с.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. С. 295-305.
15. Pierre C. et al. Composition and heavy oil rheology //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – Т. 59. – №. – С. 489-501.
16. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Международный научно-исследовательский журнал. -2015. -№ 6-1 (37). -С. 120-122.

References

1. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomal’nye nefti. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
2. Zinov’ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol’hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal’no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -№3. -S. 15-23.
3. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Kovalev A.A. Obosnovanie analiticheskoj modeli psevdoustanovivshegosja pritoka nelinejno vjazkoplastichnoj nefti k vertikal’noj skvazhine//Vestnik CKR Rosnedra. -2013. -№2. -S. 40-45.
4. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Maksimkina N.M. Proektirovanie sistem razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok//Neftepromyslovoe delo. -2013. -№1. -S. 4-14.
5. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -№ 1. -S. 127-130.
6. Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himicheskih svojstv // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal «Neftegazovoe delo». 2005 №1. : http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (data obrashhenija 15.11.2015).
7. Ol’hovskaja V.A., Sopronjuk N.B., Tokarev M.G. Jeffektivnost’ vvoda v jekspluataciju nebol’shih zalezhej nefti s nen’jutonovskimi svojstvami//Razrabotka, jekspluatacija i obustrojstvo neftjanyh mestorozhdenij/Samara: Sbornik nauchnyh trudov OOO «SamaraNIPIneft’». -2010. -Vyp.1. -S. 48-55.
8. Ol’hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil’tracija nen’jutonovskoj nefti. -M.: OAO «VNIIOJeNG», 2011. -224 s.
9. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -№1. -S.37-42.
10. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
11. 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 praktika. 2013. T. 8. № 1. S. 12.
12. Roshhin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2013. № 8-2 (15). S. 45-48.
13. 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.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. S. 295-305.
15. Pierre C. et al. Composition and heavy oil rheology //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – T. 59. – №. 5. – S. 489-501.
16. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. – Society of Petroleum Engineers, 2013.
17. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. -2015. -№ 6-1 (37). -S. 120-122.

Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно - действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку.

Отправные точки

В связи с растущим потреблением и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности - для производства клеев и пластиков различного назначения.

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства - перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9–10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Основные мировые запасы углеводородов, как уже отмечалось, сосредоточены именно в тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Заметим, что одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60%, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.

Основные проблемы нефте- и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей - разрабатываются в последнюю очередь.

Серьезной проблемой является также то, что для перекачки как легкой, так и тяжелой нефти используется одна система трубопроводов, что приводит к ухудшению качества всей перекачиваемой нефти.

В связи с изложенным разработка новых технологий добычи тяжелых и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. По мнению экспертов, оптимальный способ использования таких нефтей - переработка в легкую синтетическую нефть или в нефтепродукты вблизи места добычи, что снижает затраты на транспортировку.

Тяжелая ноша

Операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Так, технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Только в последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Многие из российских НПЗ имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти. В этом случае из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут используют как котельное топливо. На ряде заводов реализован первый этап углубления переработки нефти - выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Некоторая часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Основная масса гудрона используется для производства электроэнергии и пара. В подобной схеме глубина переработки нефти при этом составляет обычно не более 70-75%, в то время как за рубежом, где широко развиты чрезвычайно дорогостоящие процессы переработки мазутов и гудронов, она достигает 90%.

Эксперты отмечают, что переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

Признанным лидером российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В 2006 году на ОАО «Таиф-НК» реализован первый этап углубления переработки нефти - построена по новейшей отечественной технологии и успешно эксплуатируется установка каталитического крекинга. Планируется строительство комплекса по переработке гудрона, однако известные сегодня зарубежные процессы - низкоэффективные и дорогостоящие, особенно если учесть, что речь идет о гудроне весьма тяжелых нефтей Татарстана. В планах некоторых отечественных компаний («Лукойл», «Газпром») предусматривается модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Они сталкиваются с теми же проблемами, что и ОАО «Таиф-НК».

Технологические перспективы

Эксперты сходятся во мнении, что не за горами ускоренное развитие технологий переработки тяжелой нефти и остатков, полученных из них. Однако, вероятнее всего, большая часть технологий, которые будут использованы для этих целей российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом.

Впрочем, это связано не с отсутствием конкурентноспособных отечественных разработок, а с разрушением отечественной системы крупнопилотных и демонстрационных испытаний. По данным, полученным на специализированных конференциях, несколько новых технологий готовы к пилотным испытаниям. Примечательно, что именно на российских разработках базируется более 90% процессов, функционирующих на предприятиях России, и все эти разработки в период их внедрения были опережающими. Столь высокий уровень внедрения местных технологий отчасти связан с особенностями функционирования советской промышленности, однако в большей степени - демонстрирует возможности российской научной школы в этом технологическом секторе. К слову, США имеют на заводах данного профиля существенно большее число процессов, закупленных за рубежом.

На сегодняшний день готовы к масштабному внедрению несколько оригинальных процессов переработки остатков тяжелых нефтей, созданных в системе РАН. В частности, в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева совместно с другими академическими и отраслевыми институтами создана технология безостаточной и комплексной переработки тяжелых нефтей. Технология не имеет аналогов и базируется на применении ультрадисперсных катализаторов (нанокатализаторов) и прошла длительные испытания на крупнопилотной установке мощностью по тяжелой нефти 2 барреля в сутки. К процессу проявили интерес в Татарстане, регионе - инновационном лидере.

География изучена

Российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6-7 млрд т, 71,4% от общего объема залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти найдены в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.

Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). В то же время практически не изучены запасы нефти в Кировской, Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.

Серьезные запасы тяжелых нефтей и битумов расположены в Татарстане, они составляют, по разным оценкам, от 1,5 до 7 млрд т. В последние годы здесь активно разрабатывается Ашальчинское месторождение: с начала 2007 года производят опытно-технологические работы по добыче тяжелой нефти.

Арктический регион России богат нефтегазовыми месторождениями: на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Их общие извлекаемые запасы составляют 1,7 млрд т. Сегодня разрабатываются только месторождения севера Тимано-Печорской провинции, где общий объем добычи не превышает 0,6 млн т в год. Непосредственно на шельфе, в Печорском море, на пяти открытых месторождениях сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. Особенностью освоения арктических месторождений является их оторванность от системы транспортных нефтепроводов и отсутствие развитой сети железных дорог. Единственным доступным из региона является морской транспорт.

Уже сейчас переработка тяжелой нефти дает возможность ее широкого использования. В Западной Сибири существует проект строительства завода по производству клеев и смол для нужд лесоперерабатывающего комплекса из нефтехимического сырья. В Нижневартовске запущен проект строительства НПЗ по выпуску высококачественного дорожного битума из тяжелых нефтей.

На полной мощности завод будет производить около 150 тыс. т битума в год. При этом потребность в дорожном битуме одного только Уральского региона, по мнению экспертов, может составить к 2010 году 377 тыс. т. Помимо выпуска основной продукции, завод займется изготовлением строительного и хрупкого битума, арктического дизельного топлива, маловязкого судового топлива, вакуумного газойля и компонента бензина.

Татарстан...

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. По качеству - нефть разрабатываемых месторождений преимущественно сернистая, высокосернистая (80%) и высоковязкая (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности - средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного снижения, на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне 28-30 млн. тонн в год до 2020 года.

В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» (имеются лицензии) числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых - 118 млн т, извлекаемых - 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин - 1600 единиц, вертикальных скважин - 3540, оценочных скважин - 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн т и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти - осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие.

Главная задача республики в сложившейся непростой ситуации - привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи.

Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки.

Сегодня к битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира - Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Repsol.

... и другие

В Республике Коми компания «Лукойл» ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом в далеком 1932 году. Извлекаемые ресурсы нефти на данном месторождении составляют 31 млн т, добывается немногим более 5 тыс. т в год нефти с высоким содержанием серы. Месторождение подпадает под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти большее значение. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн т в год, а к 2015 году составят около 6 млн т. К этому же времени будут соответственно увеличены мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть поступит для первичной обработки.

В ХМАО развивается добыча и производство высоковязких нефтей. На территории округа находится Вань-Еганское месторождение тяжелой нефти с уникальными свойствами. Поэтому в Югре рассматривают возможность строительства битумного завода производительностью более 100 тыс. т в год. Продукция будет поставляться как дорожным строителям ХМАО, так и в другие российские регионы. По предварительным оценкам, общая стоимость нового завода, который планируется возвести в районе Нижневартовска, порядка 150 млн долларов.

Арктический шельф и его побережье рассматриваются «Энергетической стратегией России» как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти в регионе 1,7 млрд т - это запасы тяжелой нефти, они составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлено тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандейморе («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) - 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») - 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») - 82%. Администрация Северо-Западного федерального округа поддержала предложение Мурманской области о создании на Кольском полуострове производства по переработке тяжелых шельфовых нефтей, перевозимых через Мурманский транспортный узел. Создание НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти позволит решить две важные задачи:

• обеспечить регион доступными энергоресурсами,
• повысить рентабельность освоения шельфовых месторождений за счет экспорта легких продуктов перегонки с большей добавленной стоимостью.

Дело государственной важности

Сегодня государство осознало важность поиска новых технологий и оборудования для добычи тяжелой, высоковязкой нефти - ценного сырья для получения множества полезных нефтехимических продуктов. Значительные ресурсы в области нефтедобычи направляются на разработку и развитие новых способов добычи нефти, которые позволят повысить технико-экономические показатели разработки месторождений тяжелых нефтей. Для этого, согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в нефтегазовый комплекс требуется вложить 400-440 млрд долларов, т. е. годовые инвестиции должны составить около 23-25 млрд долларов. Однако нефтяные компании вкладывают в нефтяную промышленность не более 5,3-5,7 млрд долларов в год, что почти в 4 раза ниже требуемого объема, и это осложняет разработку и внедрение новых технологий.

Введенные правительством РФ льготы по НДПИ для выработки сверхвязких нефтей должны стать серьезным стимулом для активизации разработки месторождений природных битумов, тем более - в условиях дефицита финансовых средств. Такими льготами ранее воспользовалась компания «Татнефть». Сегодня в пределах лицензионных территорий ОАО «Татнефть» находятся двенадцать разведанных месторождений тяжелых нефтей, которые включены в Государственный баланс запасов России. Два из них - Мордово-Кармальское и Ашальчинское - находятся в режиме опытно-промышленной разработки. Ее результаты показали, что «Татнефть» может добывать такую нефть в промышленных масштабах.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года». С целью повышения инвестиционной привлекательности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений Арктического шельфа рассматриваются различные возможности стимулирования вложений в шельфовые проекты: снижение стандартных ставок налогов и платежей, налоговые каникулы. Кроме того, могут быть использованы инвестиционные вычеты, освобождение от налогообложения при проведении геолого-разведочных работ и снижение пошлин на уникальное импортное оборудование.

Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяжелые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний. Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок. Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов - можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», - кроме добывающих компаний льготы должны получить НПЗ, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.