Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
Таблица 11Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
В качестве углеводородного сырья используются также высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ). Характерной особенностью высоковязких нефтей и природных битумов является высокое содержание сернистых (содержание серы – 3- 5 %), азотистых и металлоорганических соединений. Гетероорганические компоненты и металлы концентрируются в основном в смолисто-асфальтеновой части. Относительно высокое содержание асфальтенов – важная характерная особенность природных битумов. Это обусловливает высокую вязкость, которая вызывает в процессе переработки (начиная от транспорта и подготовки природного битума к переработке) определенные трудности. В этом углеводородном сырье содержание металлов (в основном ванадий и никель) в несколько раз превышает их концентрацию в обычных легких нефтях. Выход бензиновых фракций из природных битумов не выше 10 %, а светлых нефтепродуктов – не превышает 25 % масс. Чем больше в нефти серы, металлов, тем труднее осуществить ее деструктивно-каталитическую и гидрогенизационную переработку. Асфальтены - наиболее высокомолекулярные соединения природных битумов. В состав асфальтенов входят углерод, водород, кислород, сера. Асфальтены нерастворимы в предельных углеводородах, частично растворимы в нафтеновых углеводородах и лучше в ароматических углеводородах. Из-за плохой растворимости в углеводородах асфальтены природных битумов не образуют истинных растворов. Поэтому битумы представляют собой коллоидные системы. Как и все коллоидные системы, дисперсия асфальтенов не является агрегативно устойчивой. При изменении условий частицы асфальтенов могут слипаться вплоть до полной коагуляции и выпадения в осадок. Одним из главных факторов, определяющих свойства битумов, является групповой химический состав. Зависимости между химическим составом и физико-механическими свойствами битумов пока точно не установлены. Основными группами химических соединений, которые определяют структуру битумов, принято считать асфальтены, смолы и масла. Содержание асфальтенов, смол и масел в битумах колеблется в пределах: асфальтены 8-45 %, смолы 20-25 %, масла 33-63 %. Анализ асфальтенов, выделенных из различных нефтей, показал, что все они характеризуются содержанием углерода в пределах 80 - 86 %, водорода 7,3 - 9,4 % и довольно постоянным соотношением углерод: водород (около 10). Масла относятся к углеводородным компонентам нефти. Молекулярный вес их колеблется в пределах 400-800 а.е.м. и лишь небольшая часть характеризуется более высоким молекулярным весом. Основную часть масел представляют углеводороды смешанного строения с различным сочетанием парафиновых цепей и нафтеновых и ароматических колец. Анализ элементного состава масляной части различных нефтей показал, что масла в общем характеризуются примерно одинаковым содержанием углерода (около 85 %) и водорода (12-13 %); отношение углерод: водород равно (приблизительно 7). Общие элементы в строении углеродного скелета высокомолекулярных соединений нефти (углеводородных и неуглеводородных), а также близость элементного состава смол и асфальтенов, несомненно, говорят о наличии генетической связи в ряду масла – смолы – асфальтены. Из анализа литературных источников вытекает, что чем больше содержится в нефтях асфальто-смолистых компонентов, чем выше отношение асфальтенов к смолам и меньше содержание твердых парафинов. Ниже приведены физико-химические характеристики природных битумов Мордово-Кармальского, Ашальчинского, Каменского и Олимпиадовского месторождений. Отличительной характеристикой Мордово-Кармальского природного битума является высокое содержание асфальтенов (12,5 %), смол (26 %) и серы (3,9 %). В нем отсутствует фракция, выкипающая до 200 0С. До 350 0С выкипает всего 23%. Остаточная фракция (450 0С) содержится в значительных количествах – 56,2 %. Физико-химические характеристики Мордово-Кармальского природного битума, добытого различными методами, и Ашальчинского природного битума даны соответственно в табл. 12 и 13. Таблица 12 Физико-химические характеристики Мордово-Кармальского природного битума, добытого различными методами
Таблица 13 Физико-химические характеристики природного битума Ашальчинского месторождения
Физико-химические характеристики природного битума Каменского месторождения для двух режимов отбора (естественным путем (I) и после закачки пара (II)) и Олимпиадовского месторождения (для четырех режимов) даны соответственно в табл. 14 и 15. Таблица 14 Физико-химические характеристики проб природного битума Каменского месторождения
Свойства природного битума, добытого естественным путем и после закачки пара, изменились незначительно, кроме содержания воды, которая в пробе после закачки пара увеличилась с 5,6 до 12,0 % об., и коксуемости с 4,7 до 8,6 % мас. Таблица 15 Физико-химические характеристики природных битумов Олимпиадовского месторождения
При изучении физико-химических свойств высоковязких нефтей и природных битумов установлено, что они являются ценным углеводородным сырьем для производства высококачественных дорожных, строительных и специальных битумов, моторных топлив, смазочных масел, разнообразных химических продуктов. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов Условия залегания природных битумов разведанных месторождений на территории России, в частности на территории Татарстана, отличаются сравнительно малыми глубинами, низкими величинам пластовых давлений и температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, сравнительно малыми мощностями битумонасыщенных пластов, сильной неоднородностью битумонасыщенности по толщине пласта, слабой сцементированностью песчаных коллекторов, близким расположением и существенным влиянием водоносных горизонтов, содержащих пресную воду и т.п. В этих условиях притоки вязкого битума в скважины на естественном режиме работы пласта малы и рациональным признано применение уже на первом этапе разработки скважинных тепловых методов. Наиболее богатый научно-практический опыт добычи природных битумов накоплен в Татарстане, где ведется опытно-промышленная разработка Мордово-Кармальского и опытные работы на Ашальчинском месторождениях природных битумов. Добыча битума осуществляется с применением внутрипластового горения, циклической закачки пара, циклической закачки парогаза, площадной закачкой парогаза, циклической закачкой воздуха. Процесс эксплуатации скважин при разработке месторождений с помощью внутрипластового горения может быть разделен на три характерных этапа, отличающихся по свойствам откачиваемой среды и условиями работы скважинного оборудования. Добыча пластовой жидкости с первоначальными параметрами, как правило, мало обводненной, высоковязкой, с невысоким газосодержанием, возможно с мехпримесями. Вследствие влияния процесса горения происходит постепенное повышение температуры и обводненности, снижение вязкости, рост дебита и повышение температуры и обводненности, снижение вязкости,рост дебита и содержание мехпримесей в продукции, поступление продуктов горения в добывающие скважины, рост газового фактора до тысяч м3/м3. Резкое увеличение температуры на забое при приближении фронта горения. Дальнейшее понижение вязкости, увеличение обводненности, увеличение выноса механических примесей. Резкая интенсификация процесса абразивно-коррозионного износа оборудования. Для создания гидродинамической связи между скважинами и для добычи битумов на стадии разработки, предшествующей площадному тепловому воздействию, применяются технологии термоциклического воздействия на битумонасыщенные пласты паром и парогазом. Способы извлечения природных битумов Основными способами извлечения природных битумов являются скважинные и рудничные. При скважинных способах природные битумы добываются после предварительного увеличения их подвижности в пласте путем разогрева. Разогрев может быть осуществлен нагнетанием пара, парогаза, внутрипластовым горением и др. К рудничным способам относятся шахтные и карьерные методы. При этом способе порода извлекается на поверхность, а природные битумы и высоковязкие нефти, содержащиеся в ней, можно экстрагировать растворителями, горячей водой, паром с добавками ПАВ, щелочами и др. Основными методами добычи природных битумов являются тепловые методы - внутрипластовое горение, закачка пара, парогаза и их модификации. Внутрипластовое горение Различают две модификации процесса внутрипластового горения: “сухое” и “влажное”. При “сухом” ВГ в пласт подается только воздух. В пласте образуется фронт горения, позади которого остается сухая, сожженная порода. Температура на фронте горения достигает 600-800 С. В пласте можно выделить несколько температурных зон: выжженная, горения остаточного топлива, термической реакции, пароводяная, горячей воды и конденсата, начальной пластовой температуры. Коэффициент вытеснения при “сухом” ВГ может достичь 90 %. Его величина зависит от пористости, нефтенасыщенности и количества сгорающего топлива. Практически, из пласта вытесняется вся нефти, за исключением того, что сгорает на фронте. Теплоемкость закачиваемого агента можно повысить, нагнетая в пласт воду совместно с воздухом. Если количество нагнетаемой воды таково, что впереди фронта горения образуется большое паровое плато, то процесс называется влажным внутрипластовым горением. Вода и воздух должны закачиваться попеременно, такое нагнетание агентов способствует увеличению охвата пласта. Благодаря снижению фазовой проницаемости и соответствующему повышению давлений нагнетаний закачиваемые агенты поступают в большее число пропластков. Рост градиентов давления способствует вытеснению высоковязких нефтей и природных битумов из малопроницаемых пропластков. Выбор системы воздействия на ПБ и ТН рекомендуется на основании критериев применимости методов повышения нефтеотдачи (табл.16). Таблица 16. Критерии выбора объектов для разработки методом внутрипластового горения
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||