РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Достаточно высокие значения нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких нефтей могут быть достигнуты лишь при реализации тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Вместе с тем, учитывая значительные затраты при реализации МУН, в последнее время был разработан и ряд новых технологий холодной добычи нефти. Нами на практических занятиях будут рассмотрены все существующие на сегодня технологии добычи высоковязкой нефти

В рамках данной лекции остановимся на тепловых методах разработки высоковязких нефтей.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи.

Для повышения КИН месторождения ВВН целесообразно повышение температуры пласта. Вода обладает свойством переносить гораздо большее количество тепла, чем любая другая жидкость, в том же агрегатном состоянии. При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты чем вода (в 3,5 раза при 20 атм, в 1,8-при 150 атм).

При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная-добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная её часть теряется из-за тепловых потерь:

При течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

при повышение температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

Вытеснение нефти нагретой водой

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в направлении его развития. Однако для лучшего понимания начнём их описание в обратном порядке, как показано на рисунке 1.

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определённых условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растёт, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижение (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации – в этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородом.

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Различают 3 основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя (рисунок 2).

Зона 1 – в начале зоны конденсации сосуществует три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счёт гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация) – в этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментально исследовании вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рисунок 3). Эта средняя температура является промежуточной между температурами твёрдого пористого тела и заполняющих его флюидов

Зона 3 – процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объём единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственном воды той же температуры и с тем же массовым расходом.

Пароциклическое воздействие на скважину

Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытеснения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторён (рисунок 4).

Фаза нагнетания – развитие процесса в этой фазе, пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания – скважина закрыта. Привнесённая тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая своё тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.

Фаза извлечения нефти – уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень её добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества – сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть – нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум который достигается в непосредственной близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

Что касается других составляющих энергетического баланса, отметим полное преобразование механической энергии, подведённой к месторождению вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая энергия для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и т.д.).

Естественно предположить, что при повторениях такого цикла добыча нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать влияние очистки и засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины, лишь затем уровень добычи начинает снижаться в результате истощения месторождения. Однако такое положение, отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями, не всегда согласуется с данными промысловых испытаний. В частности, это замечание относится к трём циклам, где необходимо учитывать влияние побочных эффектов.

Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителем

Повышение температуры пласта влечёт за собой:

1) Уменьшение вязкости нефти и соответственно, изменение подвижностей нефти и воды;

2) Тепловое расширение твёрдого тела и жидкостей;

3) Изменение межфазного натяжения на границе нефть-вода;

4) Изменение смачиваемости.

Относительное влияние различных факторов

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения каждый из описанных выше факторов – снижение отношения вязкостей изменения относительных проницаемостей, а также термическое расширение – оказывает воздействие на процесс (рисунок 5). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи до прорыва фронта воды.

Для добычи лёгкой нефти большое значение имеет термическое расширение. В этом случае отношение µ h / µ e очень слабо зависит от температуры и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть-вода является убывающей функцией температуры.

Для тяжёлой нефти отношение µ h / µ e резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.

Рисунок 1. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 2. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 3. Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром

Рисунок 4. Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину

Рисунок 5. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности.

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ отвечают заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), д.х.н., научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич АЛЕКСАНДРОВ и старший научный сотрудник, к.т.н. научно-производственного предприятия «Энергомаг» (ООО НПП «Энергомаг») Юрий Николаевич ТЕРЕХОВ.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие методы, технологии и оборудование рекомендуете применять с целью повышения нефтеотдачи при добыче ТИЗ?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– На основе имеющегося опыта работы НПП «ЭНЕРГОМАГ» на месторождениях Татарии, Башкирии, Удмуртии, Тюменского региона и Китая с вязкими и высоковязкими парафинистыми нефтями можно рекомендовать экологически чистые безреагентные технологии виброакустического и магнитовиброакустического воздействия на флюид, подземное оборудование скважины и призабойную зону продуктивного пласта. Виброакустические колебания воздействуют на все вышеперечисленные объекты, а магнитное воздействие распространяется только на флюид.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– На данный момент лишь две технологии стимулирования добычи углеводородов обеспечивают сочетание больших затрат с надёжно прогнозируемой прибылью. Это гидроразрыв пласта (ГРП) холодной жидкостью (США) и нагрев пласта пере-гретым паром (Канада). Привлекательность тепловых методов связана с сильным уменьшением вязкости и возможностью значительного увеличения скорости добычи нефти при нагреве продуктивного плата. Например, при нагреве на 100°С тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 16 раз. Дебит нефти в случае достаточно высокого пластового давления может увеличиться приблизительно в 16 раз. При нагреве на 100°С обычной нефти плотностью 0,86 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 7-8 раз, соответственно, дебит нефти также может быть значительно увеличен.

Ведущие технологии (ГПР и SAGD) усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС). Бинарные смеси - это жидкие растворы химических реагентов, которые движутся по двум отдельным каналам и при встрече в зоне продуктивного пласта под пакером реагируют, выделяя газ и тепло, уходящее в пласт под давлением, созданным самой реакцией.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– На каких месторождениях ВВН были получены положительные результаты при использовании предлагаемых технологий, методов и оборудования? Что было отмечено в ходе испытаний и эксплуатации предлагаемого оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Технология безреагентного вибро-акустического воздействия (ВАВ) с устья скважины широко использовалась на месторождениях ТатРИТЭКнефть (Луговом и Васильевском) на скважинах, оборудованных ШГН, и добывающих нефть с вязкостью 60-980 сПуаз. Работы проводились по ликвидации гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП), асфальтеносмолистых отложений (АСПО) и запуска скважин в штатный режим работы.

Отмечено, что после ВАВ произошло увеличение дебита, уменьшение обводнённости флюида, повышение производительности насоса (увеличение эффективной длины хода плунжера, повышение коэффициентов заполнения и подачи), снижение разбега нагрузки на колонну насосных штанг, очистка клапанов насоса.

На Шафрановском месторождении НГДУ «Аксаковнефть» (Башнефть) были получены высокие результаты на скважине № 137, оборудованной ШГН и работающей 3-4 тёплых месяца в году. После ЛГПП при температуре окружающей среды T = -(18-21)оC и ликвидации отставания КНШ от движения головки балансира скважина запущена в штатный режим работы с замером объёма флюида в мерной ёмкости.

При ВАВ в зимнее время зафиксировано:

Приток составил 4,5 м3/сутки против 1,9 м3/сутки в летнее время;

Производительность насоса возросла в летнее время с 1,9 м3/сутки до 11,2 м3/сутки;

Снижение разбега нагрузки на КНШ с 4088 кгс до 2719 кгс;

Уменьшение вязкости флюида до 2159 сПуаз.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В России, в республиках Татарстан и Удмуртия, Саратовской, Пермской, Оренбургской областях и др., с применением БС была обработана призабойная зона пласта в нескольких десятках скважин. Этот метод обычно использовали в малодебитных скважинах, дававших 1-2 тонны нефти в сутки. С целью прочистки скин-слоя инициировали реакцию от 0,5 до 1,5 тонн растворов БС. Растворы неорганической (минеральной) селитры и инициатора реакции (нитрата натрия), разделённые слоем буферного (инертного) раствора, закачивали в скважину по одному каналу – по насосно-компрессорной трубе (НКТ). Газ, выделившийся после выхода растворов из НКТ и реакции их в обсадной трубе, выходил в пласт. Добавочная нефть (в среднем, 0,6-0,7 тонн в сутки), полученная таким образом, в течение года после обработки окупала затраты. Тепловой вклад БС в этом случае был мал, т.к. во время подготовки скважин к откачке нефти большая часть нагретой породы успевала остыть. Расчёт показал, что технология БС способна конкурировать с ведущими мировыми технологиями только при масштабном прогреве пласта.

Следует отметить также, что из-за потерь тепла на коммуникациях пар закачивают на глубину, обычно не превышающую 800-900 м. БС закачивают холодными по отдельным каналам, и потому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях.

Практика обработки пласта с вязкой нефтью показала, что горячие газы, образующиеся в зоне реакции, входят в пласт значительно легче, чем жидкость, используемая в технологии «холодного» ГРП. Поэтому при разрыве пласта горячим газом давление, опасное для скважины, возникает реже, чем при разрыве пласта не нагреваемыми жидкостями. Горячий разрыв пласта предпочтительно производить, применяя реакции БС, в которых выделяется водород. Этот газ можно использовать как проникающий теплоноситель, который облегчает развитие и ветвление новых трещин.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие перспективы совершенствования предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Для совершенствования предлагаемых технологий необходимо проведение широкомасштабных лабораторных экспериментов и промысловых испытаний по определению уровня влияния виброакустического и магнитного воздействия на реологические свойства и релаксацию флюида с целью оптимизации параметров комплексного магнитовиброакустического воздействия на реологические свойства нефтей различного состава, плотности, вязкости и обводнённости флюида для каждого месторождения. На основе полученных данных – разработка и создание оборудования нового поколения виброакустического и магнитовиброакустического воздействия применимы к условиям каждого месторождения.

Кроме того, могут быть рассмотрены варианты объединения ВАВ с другими видами воздействия на флюид и призабойную зону продуктивного пласта, т.к. известно, что в этом случае результирующее воздействие возрастает кратно.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В последние годы учёными Российской академии наук (РАН) и Московского университета (МГУ) были разработаны высокоэнергетические составы БС, пригодные для теплового стимулирования добычи нефти. Каждый килограмм таких БС, выделяет от 8 до 20 МДж тепла и способен нагреть на 100 К породу массой от 100 до 250 кг. Составы БС, разработанные в последние годы, выделяют в 4-10 раз больше тепла, чем использованные ранее на скважинах для прочистки скин-слоя.

Разработаны режимы реакции БС с пластовой водой, которые можно использовать для уменьшения количества воды в продуктивном пласте.

Разработаны режимы реакции БС, в которых образующийся водород может быть использован как средство для гидрокрекинга нефти. Для этого нужен нагрев коллектора до 300-400°С, который должен происходить в процессе реакции в трещинах пласта без нагрева труб, находящихся в стволе скважины.

Разработаны режимы закачки растворов БС, в которых выделение тепла должно происходить только в продуктивном пласте.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Есть ли ограничения применения предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Ограничений на применение предлагаемых технологий не существует, т.к. они являются безреагентными и экологически чистыми.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– Никаких технических ограничений сегодня нет. Современная техника, хоть и дорогостоящая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Проблемы, существующие в настоящее время, решаемы. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующего контроля и регулирования процесса, тогда станет возможным переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какое влияние может оказать использование предлагаемых методов на последующие за добычей ТИЗ этапы: транспортировку, хранение, переработку?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Известно, что после ВАВ снижается вязкость нефти (флюида). Возвращение к исходному состоянию (релаксация) зависит от многих факторов – состава, вязкости, плотности, температуры окружающей среды, обводнённости. После ВАВ время релаксации колеблется от нескольких часов до 3-4 суток. После магнитной обработки время релаксации – от нескольких дней до 2-3 недель. Отмечено, что после магнитовиброакустической обработки твёрдые фракции флюида достаточно долго не выпадают в осадок. Поэтому комплексное воздействие на пластовый флюид предоставляет достаточно большие выгоды по транспортировке и недлительному хранению.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– При пластовом горении часто получали так называемую «облагороженную нефть», средний молекулярный вес которой меньше, чем у исходной нефти. При нагреве пласта выше 3000С свой вклад начинает вносить процесс крекинга нефти. Рассчитывать на производство бензина прямо в пласте пока рановато, но главное - принципиальная возможность проводить такой крегинг доказана работами российских учёных. «Облагороженную нефть» легче перерабытывать.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Можно ли дать прогноз разработки более прогрессивных методов добычи ВВН?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– В настоящее время наиболее перспективным направлением дальнейшего развития малозатратных технологий ВАВ и МВАВ является оптимизация уровней воздействия на пластовый флюид для каждого месторождения ТИЗ ВВН с большой плотностью при отрицательных температурах окружающей среды.

19 марта 2014 г. под председательством И.Д. Грачёва состоялось заседание Комитета Государственной Думы по энергетике на тему: «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки и разработки месторождений». На заседании было уделено особое внимание вопросам ресурсной базы, современным методам увеличения нефтеотдачи и технологиям добычи, трудноизвлекаемым запасам нефти в России, законодательству, стимулирующему разработку трудноизвлекаемых запасов нефти, и др. По итогам заседания были выработаны РЕКОМЕНДАЦИИ органам исполнительной и законодательной власти Российской Федерации.

Заслушав и обсудив выступления первого заместителя председателя КомитетаГосударственной Думы по энергетике В.М. Тарасюка и участников расширенного заседания, Комитет Государственной Думы по энергетике

отмечает следующее.

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

Мировые ресурсы тяжелых и битуминозных нефтей значительно превышают запасы легких нефтей и оцениваются в количестве 750 млрд тонн. Наиболее крупными запасами располагают Канада (386 млрд тонн, из которых 25 млрд тонн извлекаемые) и Венесуэла (335 млрд тонн, из них 70 млрд тонн извлекаемые), значительные запасы также имеют Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. На территории Российской Федерации основная часть ресурсов тяжелых нефтей и природных битумов приурочена к месторождениям Волго–Уральской, Тимано–Печорской и Западно–Сибирской нефтегазоносных провинций, их геологические ресурсы по разным оценкам составляют 30–75 млрд. тонн. Вопрос освоения ресурсов таких нефтей особенно актуален сейчас, в связи со снижением в последнее время объемов прироста запасов кондиционных нефтей.

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

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

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

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

Технологии добычи. На сегодняшний день известно достаточно много технологий извлечения тяжелых нефтей и природных битумов, которые на практике доказали свою эффективность: это циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimulation – CSS), парогравитационный метод дренирования (Steam–Assisted Gravity Drainage – SAGD), холодная добыча (Cold heavy–oil production with sand – CHOPS), извлечение растворителями в парообразном состоянии (Vapor Extraction – VAPEX), процесс с добавлением растворителя (Solvent Aided Process – SAP), комбинации внутрипластового горения и добычи нефти из горизонтальной скважины (Toe to Heel Air Injection – THAI), новая технология CAPRI (CAtalytic upgrading PRocess In–situ) на базе THAI, предполагающая использование катализаторов окисления.

Канадские природные битумы. В 2011 г. более 43% от мировой добычи нетрадиционной нефти составили канадские природные битумы, объем производства которых достиг 80 млн т. Основными районами добычи в Канаде являются месторождения Atabaska, Gold Lake, Peace River на территории провинции Альберта.

В настоящее время используются разнообразные методы разработки месторождений природных битумов, применимость которых обусловливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико–химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями, наличием инфраструктуры и другими факторами. Наиболее популярными являются добыча карьерным способом и тепловые методы добычи.

При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом, в связи с чем возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 75 м. Карьерным способом могут быть добыты менее 40% запасов канадских природных битумов. После извлечения породы требуется проведение дополнительных работ по получению из нее синтетических углеводородов (на установках апгрейдерах).

Наиболее перспективным тепловым методом разработки месторождений канадских природных битумов считается технология SAGD, разработанная британской нефтегазовой компанией BP (Beyond petroleum, до мая 2001 г. компания носила название British Petroleum). Технология SAGD предусматривает бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Пар, получаемый при помощи природного газа, нагнетается в одну из скважин, которая проходит примерно в 5 м выше добывающей скважины. Пар нагревает и снижает вязкость битума, который вместе с конденсированным паром стекает в добывающую скважину. Поскольку нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки экономически выгодным.

Согласно прогнозу МЭА, Канада в перспективе будет одним из драйверов роста добычи нетрадиционной нефти. В период 2011–2035 гг. добыча канадских битуминозных песков вырастет в 2,7 раза, что позволит компенсировать падающую добычу традиционной нефти в стране. При условии решения экологических проблем и обеспечения необходимой трубопроводной инфраструктурой предполагается, что канадская нефть будет экспортироваться на рынок США и азиатские рынки.

Сверхтяжелая нефть Венесуэлы. Проекты добычи венесуэльской сверхтяжелой нефти, реализуемые в районе Пояса Ориноко, обеспечивают в настоящее время порядка 30 млн тонн нефти, что составляет около 16 процентов мировой добычи нетрадиционной нефти. При добыче венесуэльской нефти используются вертикальные и многозабойные горизонтальные скважины, а также термические методы (например SAGD и CSS). Нефть с проектов поставляется трубопроводом на побережье Мексиканского залива, где на заводах–апргрейдерах она перерабатывается в синтетическую нефть, которая отгружается, в основном, на экспорт.

Приоритетом властей Венесуэлы и государственной нефтегазовой компании PDVSA является реализация ряда масштабных проектов по добыче сверхтяжелой нефти в районах Junin и Carabobo (Пояс Ориноко). Проведенная в 2010 г. переоценка ресурсной базы Пояса Ориноко, увеличила запасы Венесуэлы более чем на 40 процентов (по сравнению с 2009 г.). Из–за неразвитости транспортной, энергетической и телекоммуникационной инфраструктур, по–видимому, будет отложен запуск новых проектов.

С учетом изложенного, Венесуэлу по праву можно считать крупнейшим мировым драйвером роста добычи нетрадиционных углеводородов в долгосрочной перспективе. По оценкам МЭА, в период 2011–2035 гг. добыча сверхтяжелой нефти в Венесуэле увеличится в 3,5 раза.

Кроме Венесуэлы и Канады, сверхтяжелые нефти и природные битумы добываются или планируются к добыче в ближайшей перспективе в США, Китае, России, Казахстане, Индонезии, Бразилии, Конго, Мадагаскаре, Эквадоре и др. Однако кроме Канады и Венесуэлы заметный рост добычи в перспективе, по оценкам МЭА, могут показать только Китай и Россия. В России в добыче тяжелых высоковязких нефтей доминируют тепловые технологии, аналогичные SAGD (на Ярегском и Ашальчинском месторождениях в Республике Коми) и закачка теплоносителя (в т.ч. пара) в пласт. Следует подчеркнуть, что аналогичные технологии в России появились ранее западных, то есть указанные технологии являются аналогами российских технологий.

Трудноизвлекаемая нефть в России. По данным World Energy Council, геологические запасы сверхвязкой нефти и природных битумов в России составляют 55 млрд. тонн. Извлекаемые запасы высоковязкой нефти (более 30 мПас) на начало 2013 года в целом по Российской Федерации составляют по категории АВС1 –1980,291 млн.тонн или 10,99%, в том числе на месторождениях:

В Северо–Западном федеральном округе – 436,037 млн.тонн (2,42%);

В Южном– 7,708 млн.тонн (0,04%);

В Северо–Кавказском – 1,948 млн.тонн (0,01%);

В Приволжском – 844,297 млн.тонн (4,68%);

В Уральском – 651,590 млн.тонн (3,62%);

В Сибирском – 3,544 млн.тонн (0,02%);

В Дальневосточном – 7,487 млн.т (0,04%);

На шельфе Российской Федерации – 27,680 млн.тонн (0,15%).

Следует отметить, что в 2012 году разведанные извлекаемые запасы высоковязкой нефти в целом по Российской Федерации увеличились на 58,053 млн.тонн или 3,02 процента. К категории сверхвязких нефтей в России принято относить нефть вязкостью в пластовых условиях более 200 мПа*с. Для целей налогообложения нефть с вязкостью выше 200 мПас относится к категории сверхвязкой, которая представляет собой нечто среднее между тяжелыми высоковязкими нефтями и природными битумами.

Месторождение сверхвязкой нефти и природных битумов в России сосредоточены, главным образом, в Волго–Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край), Восточно–Сибирской (Тунгусский бассейн) и Тимано–Печорской нефтегазоносных провинциях.

Природные битумы России. В настоящее время в России ряд нефтегазовых компаний реализуют пилотные проекты по добыче природных битумов. Наиболее активно осуществляется разработка месторождений сверхвязких нефтей и битумов в Республике Татарстан, для которой действует в соответствии пп.9 п.1.ст.342 Налогового кодекса Российской Федерации нулевая ставка НДПИ и льготная экспортная пошлина на сверхвязкую нефть. Всего c начала разработки на месторождениях ОАО «Татнефть» добыто более 300 тыс. тонн сверхвязкой нефти.

Испытания технологий по добыче сверхвязкой нефти были начаты Татнефтью на Мордово–Кармальском месторождении еще в 1978 г. методами внутрипластового горения, парогазового воздействия, высокочастотного прогрева с использованием вертикальных скважин. С 2006 г. начат пилотный проект на Ашальчинском месторождении по испытанию модифицированной технологии SAGD, причем в 2011 г. на месторождении было добыто 41,5 тыс. тонн нефти. Татнефть также будет строить завод по промысловой переработке сверхвязкой нефти мощностью 300 тыс. т/год.

С целью стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов нефти были установлены пониженные ставки НДПИ в зависимости от категории сложности и пониженные ставки экспортной пошлины для сверхвязкой нефти. Вступивший в силу Федеральный закон от 23.07.2013 №213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 31 закона Российской Федерации «О таможенном тарифе» законодательно закрепил стимулирование вовлечения в разработку новых запасов трудноизвлекаемой нефти.

Однако ограничения по выработанности запасов (степень выработанности запасов залежи углеводородного сырья не превышала более 3%) в целях применения дифференцированной ставки НДПИ в отношении трудноизвлекаемой нефти исключили возможность применения льгот для проектов, уже находящихся в разработке.

Особенностью реализации инвестиционных проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти является требование непрерывного использования дорогостоящих технологий и современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, которые оценивается в 3-4 раза дороже добычи нефти из традиционных залежей. Без постоянного увеличения количества и поиска новых методов разработка данных объектов практически невозможна. В итоге, при действующей системе налогообложения, экономические результаты деятельности от дальнейшей разработки настоящих трудноизвлекаемых залежей не достигают положительных значений.

В настоящее время в Государственную Думу поступил законопроект №414175-6 «О внесении изменений в статью 342-2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации», согласно которому нулевая ставка НДПИ распространяется на месторождения трудноизвлекаемых запасов нефти со степенью выработанности до 10 процентов. Реализация данной налоговой льготы будет способствовать сохранению и увеличению объемов добычи нефти, извлекаемой из залежей трудноизвлекаемых запасов, за счет экономически оправданного использования инновационных технологий при реализации инвестиционных проектов по уже разрабатываемым сложнопостроенным запасам недр.

Ожидаемый бюджетный и мультипликативный эффект от принятия закона о дифференциации налога на добычу полезных ископаемых за весь период разработки трудноизвлекаемой нефти в перспективе до 2032 года составит порядка 2 трлн. руб. при дополнительной добыче порядка 326 млн. тонн нефти.

Высоковязкая нефть в России. Лукойл разрабатывает ресурсы высоковязкой нефти Ярегского и Усинского месторождений (Республика Коми) с использованием термических методов повышения нефтеотдачи (технологии SAGD, CSS). Суммарная добыча нефти на месторождениях составляет более 3 млн т/год. Компания ОАО «РИТЕК» проводит испытания технологии забойного парогазового воздействия, созданной для целей разработки запасов высоковязкой нефти, на своих месторождениях.

О попутных цветных металлах. В России тяжелые нефти относят к альтернативным источникам углеводородного сырья, поскольку они отличаются от обычных нефтей не только повышенной плотностью, но и компонентным составом. Кроме углеводородов тяжелые нефти содержат нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, а также редкие цветные металлы в кондиционных концентрациях. В настоящее время отсутствуют эффективные технологии извлечения титана и его соединений, которые содержатся, например, в ярегской нефти. Примечательно, что в России нет ни одного предприятия по выпуску диоксида титана, а значительные потребности в титановых концентратах и пигментах, вырабатываемых на их основе, при наличии отечественных запасов сырья покрываются за счет импорта.

Извлечением из тяжелых высоковязких нефтей попутных компонентов пренебрегают и в других регионах – в частности, в Волго–Уральской нефтегазовой провинции. Тяжелые нефти здешних месторождений наиболее богаты металлами и суммарно содержат более 100 тыс. тонн извлекаемых запасов окиси ванадия и 4,6 тыс. тонн никеля. Рекордные показатели пятиокиси ванадия содержатся в месторождениях Ульяновской области: Зимницком – 659–1954 г/т, Кондаковском – 1922 г/т, Филипповском и Северо–Филипповском – 1130–1219 г/т.

Ванадий и никель, извлекаемые из тяжелой высоковязкой нефти, качественно превосходят аналоги, получаемые из руды. Поэтому развитые страны предпочитают использовать именно «нефтяной» металл в инновационных технологиях, где требуется более высокая чистота, чем в литейном производстве. Например, Канада и Япония полностью получают ванадий из тяжелых высоковязких нефтей, в США более 80% ванадия извлекается из нефти. С 2003 года спрос на ванадий начал расти опережающими темпами, и эта тенденция, видимо, сохранится.

В тяжелых высоковязких нефтях содержатся и такие уникальные компоненты, как нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, которые можно извлечь при переработке по специальной схеме. Стоимость этих компонентов в объеме товарной продукции, получаемой в результате переработки, может превосходить стоимость нефтепродуктов. Таким образом, для повышения экономической эффективности освоения тяжелых высоковязких нефтей необходимы современные технологии, позволяющие расширить ассортимент товарной продукции, получаемой при добыче и переработке этого сырья.

Создание новых эффективных технологий подготовки и переработки тяжелого нетрадиционного углеводородного сырья является актуальной задачей, решение которой позволит значительно улучшить воспроизводство сырьевой базы России за счет экономически рентабельного вовлечения в разработку месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

О коэффициенте извлечения нефти. За последние 30 лет в России средний проектный коэффициент извлечения нефти (далее – КИН) снизился с 40–41 до 33–34%, что связано с ухудшением структуры запасов, т.е. увеличением числа месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, включая объекты с аномальными нефтями. Для разработки большинства подобных месторождений в мировой практике широко применяются современные технологии, которые можно использовать в самых сложных геологических условиях. К ним относятся тепловые, газовые, химические, микробиологические методы, их различные модификации и комбинации.

В России практически все месторождения, независимо от особенностей их геологической характеристики, разрабатываются с применением традиционных технологий: с заводнением или на естественном режиме. В то же время очевидно, что применение заводнения неэффективно на целом ряде месторождений с карбонатными, трещиновато–пористыми коллекторами, аномальными нефтями. На многих из них КИН составляет менее 15–20%.

Характерен пример разработки двух соседних пермо–карбоновых залежей Возейского и Усинского месторождений, представленных трещиноватым карбонатным коллектором. Ожидаемый конечный КИН пермо–карбоновой залежи Возейского месторождения, содержащей легкую нефть и разрабатываемой с заводнением, не превысит 15%. В то же время КИН пермо–карбоновой залежи Усинского месторождения, имеющей более сложное и неоднородное строение коллектора и содержащей нефть вязкостью 700 мПа*с, при тепловом воздействии составит не менее 30%. Это объясняется тем, что при закачке в трещиноватый пласт холодной воды низкопроницаемые интервалы, включающие основные запасы нефти, оказываются блокированными водой, заполнившей высокопроницаемые каналы, и их практически невозможно вовлечь в разработку. Для таких объектов необходимы технологии, позволяющие эффективно воздействовать на низкопроницаемые коллекторы. К ним относятся тепловые методы. При закачке в пласт теплоносителя, который также прорывается по высокопроницаемым зонам, менее проницаемые участки коллектора прогреваются за счет теплопроводности и вовлекаются в разработку. В связи с этим в качестве перспективных объектов для применения тепловых методов могут рассматриваться также залежи легкой нефти, приуроченные к карбонатным и трещиновато–пористым коллекторам, особенно с гидрофобной характеристикой.

Показателен опыт других стран, например США, где средний проектный КИН при значительно худшей структуре запасов составляет 41 процент благодаря широкому применению новых технологий. Из 360 проектов по современным методам увеличения нефтеотдачи (МУН), реализуемых в мире в 2008 году, 166 проектов (46%) приходится на тепловые методы, в основном паротепловые, причем 70 проектов (42%) применяется в США. Результаты анализа показывают, что тепловые методы эффективно используются в широком диапазоне вязкостей нефти (20–50000 мПа*с) в крайне неоднородных трещиноватых коллекторах. В последнее время в разных странах мира за счет тепловых методов ежегодно добывается около 80 млн. т нефти, что составляет 65%всей мировой добычи с применением МУН.

Актуальность проблемы освоения высоковязких нефтей для Республики Коми обусловлена тем, что их запасы составляют около 50% всех разведанных запасов нефти. Только на Ярегском и Усинском месторождениях, находящихся в разработке, остаточные геологические запасы аномально вязкой нефти составляют около 1 млрд. тонн. В настоящее время Республика Коми – единственный район в стране, где в широком промышленном масштабе десятки лет добывается аномально вязкая нефть с применением современных тепловых методов. На 01.01.13 г. здесь добыто 88 млн. тонн нефти, в том числе около 34 млн. тонн за счет закачки в пласты пара. Из 2,5 млн. тонн ежегодной добычи высоковязкой нефти около 1 млн. т обеспечивают тепловые методы.

В процессе эксплуатации указанных месторождений накоплен большой промысловый опыт освоения новых технологий и технических средств для добычи высоковязких нефтей в различных геолого–промысловых условиях: разработан уникальный термошахтный метод, позволивший повысить КИН от 5 до 55–60%; впервые в стране освоены технология и технические средства для закачки пара с температурой более 300оС на глубину до 1400 м на Усинском месторождении. Однако, несмотря на эти достижения, приходится констатировать, что потенциал огромных ресурсов высоковязкой нефти используется недостаточно: объемы закачки пара и добычи нефти последние десять лет практически не увеличиваются, а темпы отбора нефти составляют всего 0,6% начальных извлекаемых запасов.

Причины снижения нефтеотдачи. Сложилась ситуация когда нефтяные компании (обеспеченные запасами) на практике не заинтересованы в применении современных методов увеличения нефтеотдачи (далее – МУН), а вместо этого используют методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, в том числе и в том случае если они ведут к снижению проектной нефтеотдачи. Исследователи справедливо отмечают, что в период высоких цен на нефть большинство добывающих компаний в России, стремясь получить сверхприбыль, вели интенсивный отбор углеводородов из высокодебитного фонда скважин, что привело к переводу значительной части извлекаемых запасов в трудноизвлекаемые и, следовательно, к огромным потерям углеводородов. Дополнительная добыча за счет применения современных МУН в России стабильно снижается и её объем в общей добыче нефти практически не заметен.

Очевидно, что добыча на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами с применением современных МУН требует дополнительных затрат и наоборот, отказ от них и разработка доступных месторождений – снижает себестоимость сырья, что устраивает компании, акционеров и инвесторов, т.к. обеспечивает прибыль. При этом, образуются т.н. нерентабельные скважины, понятие широко используемое в литературе и деловом обороте, но отсутствующее в российском законодательстве.

Следует признать декларативность требований статьи 23 Федерального закона «О недрах» о наиболее полном извлечении запасов из недр, поскольку отсутствует проработанный правовой механизм их реализации. Поэтому отечественные недропользователи оставляют нерентабельные скважины без разработки (что позволяет действующее законодательство), что снижает нефтеотдачу, увеличивает долю трудноизвлекаемых запасов. Увеличение нефтеотдачи и на этой основе увеличение извлекаемых запасов – это задача государства. В условиях разногласия интересов государства и недропользователей по данной проблеме эффективность нефтедобычи определяется разработкой новых современных МУН, внедрение которых обеспечит воспроизводство сырьевой базы, стабильное развитие отрасли, а отсюда – валютную и энергетическую безопасность России.

Разработка и внедрение эффективных МУН является стратегической задачей для всех нефтедобывающих стран. Решается она двумя путями: финансированием государственных программ промысловых испытаний и освоения современных МУН (США, Канада, Норвегия, Индонезия, Китай (программа «Повторное освоение старых месторождений»); правовым регулированием, направленным на стимулирование недропользователей к участию в реализации государственных программ.

За рубежом предпринимаемые в этих направлениях усилия приносят результаты. Новейшие исследования показывают, что за последние 15 лет на основе промышленного освоения современных МУН, мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза – на 65 млрд. тонн, а проектная нефтеотдача приблизилась к 50 процентов (в США), что в 1,6 раза больше чем в России. Эти показатели достигнуты на фоне заметного ухудшения структуры запасов и увеличения доли трудноизвлекаемых и нетрадиционных ресурсов нефти.

В российской практике оба пути пока не работают. Государство не имеет четкой, научно обоснованной и концептуально выверенной политики управления рациональным использованием недр, способной за счет применения МУН препятствовать ухудшению структуры запасов. Без государственного регулирования этот процесс не инициируется.

Основные причины медленного освоения тяжелых высоковязких нефтей в России:

● отсутствие государственной программы изучения и освоения ресурсной базы трудноизвлекаемых запасов;

● отсутствие единого подхода к классификации трудноизвлекаемых запасов (в том числе тяжелые высоковязкие нефти) и, как следствие, весьма расплывчатые представления о величине их запасов и прогнозных ресурсов;

● практически полное прекращение фундаментальных исследований, направленных на разработку научной основы создания эффективных технологий добычи, средств и систем измерения количества добытых трудноизвлекаемых ресурсов, транспортировки и переработки тяжелых высоковязких нефтей;

● нехватка эффективных промышленных технологий и технических средств разработки тяжелых высоковязких нефтей, недостаточный объем опытно–проектных работ по испытанию новых технологий добычи;

● несовершенство налоговой политики, высокие затраты на добычу льготируемой нефти.

Деятельность Правительства Российской Федерации по стимулированию нефтедобывающих предприятий. Правительством Российской Федерации предлагается разработать комплексный подход к применению налоговых и таможенных льгот.

В настоящий момент началась работа по применению методики определения обоснованности применения особых формул расчета вывозной таможенной пошлины на нефть. Одновременно ведется работа по переходу на налогообложение добычи природных ресурсов на основе результатов финансово–хозяйственной деятельности организации (налог на финансовый результат). Это форма изъятия ренты применяется в налоговых системах ряда развитых нефтедобывающих стран, в частности в Норвегии и Великобритании и является наиболее эффективной с экономической точки зрения.

Переход на налог на финансовый результат российского нефтяного сектора мог бы помочь вовлечь значительную часть неэффективных и проблемных запасов нефти в разработку, что позволило бы в перспективе увеличить объемы добычи в Российской Федерации и, как следствие, налогооблагаемую базу.

Предлагается пересмотреть систему добычи углеводородов России, которая раньше с успехом использовалась, но сегодня уже не отвечает насущным задачам отрасли. По мнению Министра Минприроды России С.Е. Донского, теория, методология и технологии добычи были рассчитаны на скорейшее и относительно низкозатратное освоение нефтегазового потенциала. Происходящее сейчас смещение приоритетов в сторону наращивания и освоения трудноизвлекаемых запасов потребует новых подходов к проведению геологоразведки, классификации и оценке ресурсов.

Первый «пилотный» полигон для отработки нормативно–правовых и организационных решений планируется создать в Томской области, где сосредоточены крупные месторождения трудноизвлекаемых углеводородов.

В тоже время специалистами ОАО «Росгеология» обобщены предложения недропользователей и научных институтов Роснедр о создании федеральных полигонов для отработки технологий по добыче нетрадиционных ресурсов. Росгеология предложила создать восемь полигонов, специализированных на разные типы нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов с различными видами пластов коллекторов в Томской и Тюменской областях (нефть Баженовской свиты), республиках Башкортостан и Татарстан (нефть доманиковых отложений), Калининградской области (газ силурийских сланцев), Иркутской области (нефть и газ венд–кембрийских низкопроницаемых карбонатных коллекторов), на сахалинском шельфе (газогидраты) и в Арктике (юрско–меловые терригенные отложения).

Программа создания федеральных полигонов для отработки технологий по добыче трудноизвлекаемых запасов должна включать в себя создание государственных эталонных полигонов и мобильных эталонных установок для исследования и испытаний средств и методов измерения количества добываемых трудноизвлекаемых запасов, использование которых позволит повысить достоверность формирования государственного баланса полезных ископаемых в соответствии с требованиями Федерального Закона Российской Федерации от 23 июля 2013 года №213-ФЗ «О внесении изменений в главы 25 и 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 Закона Российской Федерации «О таможенном тарифе».

Данные объекты предполагается объединить в единую систему федеральных полигонов, на которых будут отрабатываться задачи создания рентабельных технологий освоения таких ресурсов. Комплексный подход позволит разработать технологические решения для наиболее доступных видов нетрадиционных и трудно извлекаемых ресурсов. Должны быть приняты законодательные, нормативные, стимулирующие меры, которые позволили бы заинтересовать участников в решениях задачи рентабельного освоения таких ресурсов.

В рамках проекта предполагается сотрудничество с государственными органами, региональными властями, недропользователями, которые работающими в регионах размещения полигонов недропользователями компаний «Газпром нефть», «Татнефть», «Башнефть», «Сургутнефтегаз», «Иркутская нефтяная компания», «Томскнефть», «ГАЗПРОМ», «ЛУКОЙЛ». Такая кооперация, учитывая заинтересованность недропользователя в результате, позволит находить оптимальные технологические решения.

В целях ускорения освоения месторождений тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов, прежде всего, в европейской части страны , Комитет поддерживает действия Правительства Российской Федерации, направленные на:

● интенсификацию разведочных работ;

● внедрение эффективных технологий добычи;

● создание новых мощностей по переработке тяжелых высоковязких нефтей, позволяющих получать высокотехнологичные товары;

● предотвращение потерь ценных попутных компонентов, содержащихся в тяжелых высоковязких нефтях;

● решение экологических проблем, связанных с добычей и переработкой тяжелых высоковязких нефтей;

● государственное стимулирование освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе внедрения новых технологий нефтеотдачи.

Правительству Российской Федерации:

●рассмотреть возможность введения в законодательство Российской Федерации дефиниции «экономически трудноизвлекаемые запасы», определив ее как запасы, разработка которых не может быть проведена с рентабельностью выше ставки рефинансирования ЦБ;

● законодательно закрепить определения вязкой, высоковязкой, сверхвязкой нефти на основании предложений Минприроды России, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и Государственной Комиссии по запасам (далее -ГКЗ);

● рассмотреть целесообразность создания при правительственной комиссии по вопросам ТЭКа и воспроизводства минерально-сырьевой базы рабочую группу по вопросам модернизации российского нефтегазового сектора;

● рассмотреть возможность создания общероссийского нефтяного института, включив в его состав Центральную Комиссию по разработке месторождений (ЦКР), ГКЗ и отраслевые научные институты;

● разработать проект федерального закона о малом бизнесе в нефтегазовом секторе;

● разработать комплекс мер по стимулированию применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, включая законодательное закрепление предоставления налоговых льгот для предприятий и недропользователей, осуществляющих разработку «экономически трудноизвлекаемых запасов»

с применением инновационных технологий;

● разработать комплекс мер по стимулированию с помощью системы налогообложения замены экспорта сырой нефти экспортом продукции нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью;

● рассмотреть возможность установления пониженных ставок налога на добычу полезных ископаемых в отношении нефти, добываемой на участках недр, содержащих запасы тяжелых высоковязких нефтей, с дифференциацией льготирования ставок в линейной зависимости от значения вязкости нефти, при вязкости нефти, равной 200 мПас, на уровне 100 процентов и при вязкости нефти, равной 30 мПас на уровне 0 процентов от законодательно установленной ставки налога на добычу;

● создать механизм преференций на импортное оборудование, необходимое при освоении трудноизвлекаемых нефтей;

● при создании в Российской Федерации федеральных полигонов для отработки технологий по добыче нетрадиционных ресурсов предусмотреть образование, например, на базе ОАО «Татнефть» Государственного эталонного Полигона для испытаний систем и средств измерения расхода и количества высоковязких нефтей, природного битума и попутного нефтяного газа;

● с целью сокращения затрат на транспортировку производить переработку высоковязкой нефти на предприятиях максимально приближенных к регионам ее добычи;

● в целях развития инновационных подходов к освоению месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей и природных битумов, а также обеспечения квалифицированными кадрами всех уровней создать «Научно-образовательный кластер в сфере повышения эффективности разведки и разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов».

Целесообразно развернуть данный кластер в регионе, где имеется промыслово-производственная и научно-образовательная база. Предлагается создание в Республике Татарстан пилотного варианта кластера в составе ОАО «ТАТНЕФТЬ», ТатНИПИнефть, Казанского Федерального Университета, Альметьевского государственного нефтяного института и Лениногорского нефтяного техникума. В перспективе к данному кластеру может быть подключена и область переработки тяжелого углеводородного сырья с привлечением ОАО «Нижнекамскнефтехим» и Казанского научно-исследовательского технологического университета КНИТУ (КХТИ);

● рассмотреть возможность разработки проекта федерального закона

«О высоковязкой нефти и природном битуме» с привлечением государственного финансирования за счет средств федерального бюджета для проведения научных исследований и организации начала производственных работ;

● рассмотреть возможность создания информационного банка данных о составе и свойствах тяжёлых высоковязких нефтей.

Правительству Российской Федерации, Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации, руководителям и собственникам отраслевых компаний:

● принять меры по организации работ, направленных на приоритетное системное совершенствование механизмов и технологий управления в добывающих отраслях ТЭК;

● разработать меры, стимулирующие вовлечение в разработку запасов углеводородов, относимых к категории трудноизвлекаемых, в том числе разработать законодательные изменения, направленные на стимулирование недропользователей по расширенному применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышению коэффициента нефтеизвлечения.

● привлечь внимание научной общественности к необходимости проведения фундаментальных исследований для решения проблем добычи высоковязких нефтей и природных битумов, их разработки и переработки;

● в целях защиты авторских прав россиян подготовить предложения по уточнению названий первоначально разработанных российскими учеными и исследователями технологий и методов в области разведки, добычи и освоении участков недр, содержащих запасы углеводородов, включая трудноизвлекаемых нефтей.

Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации:

● ускорить рассмотрение проекта федерального закона №143912-6 «О государственном стратегическом планировании»;

● ускорить рассмотрение проекта федерального закона №414175-6 «О внесении изменений в статью 342-2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации», разработанного с целью усиления мер налогового стимулирования реализации инвестиционных проектов по находящимся в разработке участкам недр, содержащих запасы трудноизвлекаемой нефти;

● считать проекты федеральных законов, направленные на законодательное принятие мер по стимулированию недропользователей к применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и повышению коэффициента нефтеизвлечения при разработки запасов высоковязких нефтей и природных битумов, приоритетными и подлежащими первоочередному рассмотрению Государственной Думой.

Председатель
Комитета Государственной Думы по энергетике
И.Д. Грачёв

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.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

транспортировка высоковязкой нефти

реферат

ВВЕДЕНИЕ

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

Гидротранспорт высокоязких нефтей

Перекачка термообработанных нефтей

Перекачка нефтей с присадками

Перекачка предварительно подогретых нефтей

Способ перекачки путем кавитационного воздействия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай.

Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности. Существуют различные способы трубопроводной перекачки высоковязких нефтей.

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого застывающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

перекачку с разбавителями;

гидротранспорт высоковязких нефтей;

перекачку термообработанных нефтей;

перекачку нефтей с присадками;

перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углеводородных разбавителей - газового конденсата и маловязких нефтей.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавители асфальто - смолистых веществ последние, адсорбируясь Hi поверхности кристаллов парафина, препятствуют образований прочной структурной решетки.

Первые в нашей стане опыты по перекачке нефтей с разбавителем (керосиновый дистиллят) были проведены инженерами: А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько впечатляющими, что были использованы при проектировании нефтепровода «Грозный- Черное море». В настоящее время перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко применяется в нашей стране и за рубежом. Например, высокопарафинистая манышлакская нефть, перекачивается в район г. Самары в подогретом состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается в нефтепровод «Дружба».

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эффективности его действия на свойства высоковязкой и высокозастывающей нефти затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение.

Любопытно, что на геологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная смесь получается, если смешение производится при температуре на 3-5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.

2. Гидротранспорт высокоязких нефтей

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

перекачка нефти внутри водяного кольца;

перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;

послойная перекачка нефти и воды.

Рисунок 1 - Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца:

а - с применением винтовой нарезки; б - с применением кольцевых муфт; в - с использованием перфорированного трубопровода.

Еще в 1906 г И. Д.Исаак осуществил в США перекачку высоковязкой (п = 25 102 /c) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром "6 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварен спирально свернутая проволока, обеспечивающая закрутку потока (рисунок 1). В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внутри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальна производительность трубопровода при постоянном перепаде давление достигалась при соотношении расходов нефти и воды, равном9:1. Результаты эксперимента были использованы при строительстве промышленного нефтепровода диаметром 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется, водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает параметры перекачки.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде» (рисунок 2). В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Рисунок 2 - Гидроперекачка в виде эмульсии:

а - типа «нефть в воде»; б - типа «вода в нефти»

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно - активные вещества (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема слюды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды 1авно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перекачивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта - это послойная перекачка нефти и воды (рисунок 3). В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть - у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными станциями, т.к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Рисунок 3 - Структурные формы водонефтяного потока при послойной перекачке нефти и воды: а - линзовая; б - раздельная с плоской границей; в - раздельная с криволинейной границей; г - кольцевая эксцентричная; д - кольцевая концентричная

Каждая структурная форма течения устанавливается самопроизвольно, как только достигаются условия для ее существования.

Связь структурных форм водонефтяного потока с величиной гидравлического уклона. Согласно экспериментальным исследованиям Ф.М.Галина, она такова (рисунок 4).

Рисунок 4 - Зависимость гидравлического уклона от расхода при перекачке смеси нефти и воды

3. Перекачка термообработанных нефтей

Термообработкой называется тепловая обработка высокопарафинистой нефти, предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были выполнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и уменьшить температуру застывания на 20 градусов.

Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате термообработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина в нефти и чем меньше размеры образующихся кристаллов. Осуществляя нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, мы добиваемся их полного растворения. При последующем охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. На величину, число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто-смолистые вещества, адсорбируясь на кристаллах парафина, снижают его поверхностное натяжение. В результате процесс выделения парафина на поверхности уже существующих кристаллов становится энергетически более выгодным, чем образование новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что в термообработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы парафина. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов адсорбированных асфальтенов и смол силы коагуляционного сцепления между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию прочной парафиновой структуры.

Рисунок 5 - Восстановление эффективной вязкости озексуатской (1) и жетыбайской (2) нефтей во времени после термообработки

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения - в статике.

Следует иметь в виду, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки (рисунок 5). Для озексуатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской - 45. Так что не всегда достаточно термически обработать нефть один раз для решения проблемы ее трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вложения <#"214" src="/wimg/16/doc_zip7.jpg" />

Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

Перекачка нефти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура перекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невелика. При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используются поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти используют радиантно-конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.

Но практически все магистральные нефтепроводы неизотермические. От температуры зависит вязкость перекачиваемой нефти, гидравлическое сопротивление трубопровода, подача Q и давление P центробежных насосов (ЦБН). Следовательно, себестоимость перекачки также зависит от температурного режима трубопровода. Поэтому расчет эксплуатационных режимов для летних и зимних условий, квазистационарных и нестационарных, должен выполняться с учетом теплообмена трубопровода с окружающей средой. Неизотермичность потока может быть вызвана различными причинами:

Температура вязкой нефти может повышаться по мере ее следования на перегонах между насосными станциями за счет выделения тепла трения. Анализ фактического материала по 19-ти магистральным трубопроводам, включая нефтепроводы "Дружба", Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Судженск, Усть - Балык - Омск, нефтепроводы Западной и Северо-Западной Сибири, Верхне - Волжские, нефтепроводы Тэбук - Ухта, Уса - Ухта и др., выявил явные, в 1,5-2 раза по отношению к среднему значению, изменения коэффициента теплопередачи. Этот факт свидетельствуют также о нестационарности теплообмена трубопроводов с окружающей средой. Нестабильность теплогидравлических режимов магистральных нефтепроводов приводит к перерасходу электроэнергии на перекачку и превышению эксплуатационных затрат.

При закачке в трубопровод нефти с температурой, отличающейся от температуры окружающей среды вдоль трассы, формируется неизотермический начальный участок, длина которого может быть соизмерима или равна длине перегона между насосными станциями. Нефть, добытая из недр Земли, обработанная присадками (температура ввода присадок порядка 50…70°С) или прошедшая специальную термообработку, улучшающую ее транспортабельные свойства, перекачивается в неизотермическом режиме. Так как температурные режимы начальных участков трубопроводов нестабильны, сильно зависят от климатических условий, то теплогидравлический расчет таких участков должен выполняться с учетом нестационарного теплообмена. Характерная ситуация сложилась на нефтепроводе Кумколь - Каракоин Восточного филиала НКТН КазТрансОйл. В условиях глубокой недогрузки по производительности расчет эксплуатационных режимов и обоснование способов перекачки вязкопластичной нефти, обладающей тиксотропными свойствами, весьма проблематичен. Введение депрессорных присадок в поток требует подогрева нефти и делает перекачку нефти по трубопроводу неизотермической. Следует отметить, что использование присадок не решает проблемы. В холодные зимние периоды создаются ситуации, когда нефть прокачать невозможно. В условиях Средней Азии способ "горячей" перекачки Кумкольских нефтей, не требующий дорогостоящих присадок, может оказаться экономически выгодным. Следует отметить, что имеется богатый опыт эксплуатации в подобных условиях крупнейшего "горячего" нефтепровода большого диаметра (720-1020 мм) Узень - Гурьев - Куйбышев, по которому перекачивалась высокозастывающая мангышлакская нефть с температурой застывания tз = 28 °С и температурой нагрева tн = 65 °С. В настоящее время этот трубопровод также неизотермический, но работает на пониженных температурных режимах, порядка 30 °С, так как смесь нефтей, идущая по трубопроводу, имеет умеренную вязкость. С увеличением доли высоковязких нефтей температура перекачки будет соответственно возрастать. Для магистрального нефтепровода Уса - Ухта, по которому перекачиваются высокозастывающие нефти Тимано - Печерской нефтегазоносной провинции с добавлением депрессорных присадок, также остро стоит проблема расчета и обоснования режимов перекачки нефтей по трубопроводу. Дело в том, что доля тяжелой и высокопарафинистой нефти, обладающей вязкопластичными свойствами, в перспективе будет колебаться в пределах 37…56 % , а использование депрессорных присадок может не дать ожидаемого эффекта. Способ "горячей" перекачки в настоящее время рассматривается как альтернативный.

Особую сложность представляют собой расчеты "горячих" трубопроводов, по которым перекачка высоковязких и высокозастывающих жидкостей осуществляется при более высоких температурах, порядка 60-120 °С. При "горячей" перекачке осуществляется подогрев нефти в печах промежуточных тепловых станций, что не только увеличивает себестоимость трубопроводного транспорта нефти или нефтепродуктов, но и ставит специфические проблемы надежности и экологической безопасности системы. Так как подогретая нефть со временем остывает, а специально обработанная нефть теряет временно улучшенные транспортабельные свойства, то как для "горячих", так и для любых неизотермических трубопроводов, должны рассчитываться:

) время безопасной остановки τбо и пусковые параметры центробежных насосов (подача Q и давление Р) на момент возобновления перекачки;

) время прогрева трубопровода τпр при пуске его из холодного состояния;

) время безопасной работы τбр трубопровода на пониженных режимах (при временном уменьшении подачи насосов, снижении температуры нагрева перекачиваемой нефти и т.д.).

При расчетах эксплуатационных режимов неизотермических трубопроводов необходимо считаться с тем, что подобные системы практически не работают в проектных режимах по ряду причин, таких, как климатические изменения окружающей среды (температуры, свойств грунта и т.п.), сезонность загрузки системы, поэтапный ввод мощностей, старение и износ оборудования, падение производительности вследствие истощения месторождений, изменение грузопотоков и т.д. Поэтому, как для "горячих", так и просто неизотермических трубопроводов, характеризующихся менее интенсивной теплоотдачей, реальна опасность "замораживания" трубопровода или "сбрасывания" подачи вследствие чрезмерного роста гидравлического сопротивления. Поэтому к теплогидравлическим расчетам таких трубопроводов предъявляются повышенные требования. Кроме обычного проектировочного теплогидравлического расчета необходимо выполнять расчеты нестационарных режимов, таких, как пуск, остановка и возобновление перекачки. Динамические характеристики могут быть построены для жидкостей с различными реологическими моделями. Большим преимуществом данного метода является то, что он позволяет учесть изменение подачи центробежных насосов вследствие изменения гидравлического сопротивления трубопровода. При использовании соответствующей программы на ЭВМ становится возможным учесть при этом также изменение и других параметров перекачки и теплообмена.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень-Гурьев-Куйбышев».

6. Способ перекачки путем кавитационного воздействия

Большой интерес представляют результаты экспериментального исследования изменения вязкости нефти путем кавитационного воздействия по способу, в котором предложено устройство, содержащее в линии трубопровода полый цилиндрический корпус переменного сечения, включающий плавное сужение, обеспечивающее возникновение кавитации. В качестве высокоамплитудных колебаний в жидкости выступают кавитационные пузырьки, обладающие высокой скоростью, за счет чего происходит снижение вязкости нефти.

Может быть рассчитан кавитационной модуль обработки парафинистой нефти с целью снижения её вязкости, на ее основе которого разработана гидродинамическая проточная установка и проведены ее испытания. Эксперименты показали, что после сонохимической обработки нефти вязкость нефти была снижена на 35%.

Основным недостатком этого устройства является интенсивный кавитационный износ его рабочих поверхностей, генерирующих (из зародышевых ядер) кавитационные пузырьки, большая часть которых схлопывается на этих поверхностях. Другим недостатком является слабая степень регулирования интенсивности кавитационной обработки, так как количество ядер кавитации в исходной нефти регулировать затруднительно. Кроме того, размеры образующихся в таких устройствах кавитационных пузырьков, от которых в основном зависит интенсивность кавитационно-куммулятивной обработки также практически не поддаются регулированию. Время нахождения ядра кавитации в зоне разрежения, необходимое для образования пузырька требуемых размеров, в таких устройствах может изменяться в очень малых пределах и связано с частотой пульсаций, вибраций и т. д. Основной параметр, определяющий кинетику кавитационного воздействия - первоначальный (перед схлопыванием) размер кавитационных пузырьков может изменяться в весьма нешироких пределах и зачастую далек от максимального. Перечисленные недостатки негативно проявляются в обработанной нефти - незначительное снижение вязкости, малое время тиксотропного восстановления.

Анализ исследований по применению УЗ и гидродинамической кавитации в нефтях для интенсификации различных технологических процессов, показывает перспективность этого метода. Однако, УЗ кавитация не нашла широкого применения на предприятиях с большим объемом производства по ряду причин: значительных энергозатрат на генерацию кавитационных пузырьков, резкого затухания ультразвуковых волн в технологических суспензиях, ограничения локального воздействия зоной колебаний излучающей поверхности, разрушения рабочих поверхностей кавитацией и т. д.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее изученным и распространенным способом транспорта высоковязких нефтей в настоящее время является их "горячая перекачка" по трубопроводам. Несмотря на то, что это наиболее отработанная технология, она обладает серьезными недостатками. Прежде всего, это высокая энергоемкость, т.к. в качестве топлива при подогреве, как правило, используется сама же транспортируемая среда - ценное химическое сырье и топливо (нефть, мазут).

Вторая трудность связана с тем, что при неблагоприятных погодных условиях возможно "замораживание" трубопровода. Наконец, сооружение таких трубопроводов в районах с мерзлыми и посадочными грунтами затруднено по экологическим соображениям из-за проблематичности обеспечения надежности конструкции и осложнений в технологии строительства.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов / А.А. Коршак, А.М. Нечваль. - СПб.:Недра, 2008.- 488 с.

Гаррис, Н.А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (модель вязкопластичной жидкости) // Нефтегазовое дело.- 2014. -№1.- C.10-13.