“Вы ее попробуйте, достаньте-ка, догадайтесь, где она, руда”. Слова некогда популярной песенки точно обозначают трудные проблемы разведки и добычи полезных ископаемых. Причем не только в тех случаях, когда речь идет о рудных месторождениях. Непросто извлечь из “подземного царства”, скажем, битумы и некоторые виды нефти. Порой для этого нужны не только особые технологии, но и предварительное математическое и физическое моделирование. Решением задач в этой области активно занимаются коллективы ученых в нашей стране и за рубежом. Исследования одной из российских групп поддержаны грантом Президента РФ. Ее возглавляет старший научный сотрудник Института механики и машиностроения Казанского научного центра РАН Адель АБДУЛЛИН. От него наш корреспондент узнал, как разрабатывают месторождения сверхвязких нефтей и битумов, а также о тонкостях моделирования задач для этой сферы.
— В последнее время из-за интенсивного истощения основных месторождений стал расти интерес к исследованиям по добыче сверхвязких, тяжелых нефтей и природных битумов, запасы которых весьма внушительные, — рассказывает Адель Ильдусович. — Эти запасы хоть и сосредоточены на сравнительно небольших глубинах, однако относятся к категории трудноизвлекаемых. Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находится в Канаде, Венесуэле, России.
Природные битумы — углеводородное сырье, используемое в химической и энергетической промышленности. Они залегают в недрах в твердом, вязком и вязко-пластичном состояниях. Из них получают легкую синтетическую нефть и нефтяной кокс, компоненты моторного топлива. Битумы используют в строительстве (для дорожного покрытия, производства мягкой кровли), промышленности (при создании изоляторов, антикоррозийных покрытий). Из остаточных продуктов переработки нефти, каменного угля и сланцев получают искусственные или технические битумы. По составу они сходны с природными.
Проблема разработки месторождений высоковязкой нефти и природных битумов в том, что в естественных пластовых условиях такая нефть практически неподвижна. Экономически непросто создать технологии, адаптированные к геолого-физическим условиям их залегания. Для этого нужны эффективные физико-химические и тепловые методы разработки.
— В названии вашего проекта упоминается парогравитационое дренирование. Что это такое? Какие у него преимущества?
— В зависимости от условий залегания и физических свойств углеводородного сырья разработка месторождений природных битумов проводится карьерным, шахтным или скважинным способами. Первый эффективен при небольшой глубине (до 75 метров). На больших глубинах (несколько сотен метров) применяют шахтный способ. При скважинной добыче природных битумов на пласт воздействуют термически и физико-химически.
На сегодня известно достаточно много технологий извлечения тяжелых нефтей и природных битумов. Это циклическая закачка пара, парогравитационный метод дренирования (ПГД), холодная добыча, извлечение растворителями в парообразном состоянии, процесс с добавлением растворителя, комбинации внутрипластового горения и добычи нефти из горизонтальной скважины, технология с использованием катализаторов окисления.
В России при добыче высоковязких нефтей и природных битумов, в основном, используют тепловые технологии: на Ашальчинском месторождении (Республика Татарстан) и Ярегском (Республика Коми). Самый распространенный метод скважинной добычи природных битумов и высоковязких нефтей — это метод парогравитационного дренирования (в западных странах — SAGD, Steam Assisted Gravity Drainage). В технологии парогравитационного дренирования две горизонтальные скважины располагаются параллельно по напластованию одна над другой, с небольшим смещением относительно друг друга (примерно 5-10 м). Для разогрева пласта в верхнюю горизонтальную скважину закачивается пар. Пар пробивается к верхней части продуктивного пласта, образуя паровую камеру, где впоследствии конденсируется в воду. Пар нагревает битум, снижая его вязкость, который вместе с конденсированным паром под действием силы тяжести стекает в добывающую скважину. Стадия роста паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока камера не достигнет кровли пласта, после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой, благодаря чему потери тепла минимальны, это делает способ разработки экономически оправданным при определенных геолого-физических условиях.
— Каков ваш вклад? Что уже сделали и что предстоит?
— Сейчас ведутся интенсивные работы по физическому и гидродинамическому моделированию, на основе которого совершенствуются технологические процессы и создаются новые технические средства добычи сверхвязких нефтей и природных битумов в России, Канаде, Венесуэле, США, Китае. Методом ПГД в Канаде планируют извлечь до 60% собственных запасов.
Несмотря на эффективность парогравитационного воздействия, этот метод имеет ряд технологических, экологических и экономических недостатков, основные из которых: невысокая тепловая эффективность в определенных геологических условиях, потребление больших объемов природного газа при производстве водяного пара. Все это создает большие эксплуатационные затраты и служит причиной существенных выбросов углекислого газа в атмосферу. К недостаткам относится также использование значительных объемов воды при производстве пара. Это приводит к интенсивной эксплуатации подземных или поверхностных источников, затратам на очистку отработанной воды и ее утилизацию. Один из путей решения всех этих проблем — добавка к нагнетаемому пару углеводородных растворителей. Это расширит область применения и повысит энергетическую эффективность метода, поможет интенсифицировать добычу битума, а также снизить объемы потребления природного газа и воды. Однако этот метод требует учета геолого-физических и термодинамических условий, свойств и состава пластовых флюидов и растворителей. В этом направлении ведутся совместные исследования в нашей лаборатории, ИОФХ им. А.Е.Арбузова КазНЦ РАН и ПАО “Татнефть”.
Теме использования нетрадиционных углеводородов, в частности моделированию парогравитационного дренирования при разработке сверхвязких нефтей и природных битумов, как раз и посвящен проект, поддержанный Советом по грантам Президента РФ. Мы занимаемся комплексным исследованием механизмов паротеплового воздействия для создания научно-методических и технологических решений разработки таких месторождений с учетом специфики рассматриваемого процесса. Разрабатываем и реализуем модели, алгоритмы и методики расчета парогравитационного дренирования.
Мы уже создали аналитическую модель парогравитационного дренажа, учитывающую все основные стадии роста паронефтяной камеры. Рассчитали влияние фильтрационных и теплофизических параметров пласта на дебит горизонтальной скважины. (Дебит скважины — это ее основная характеристика, которая определяет, какой объем нефти она может дать в заданную единицу времен. Или проще, дебит — это объем продукции, добываемой из скважины за единицу времени). Сопоставили результаты расчетов по предложенной модели с экспериментальными данными, они хорошо согласуются. Получили оценки дебита горизонтальной скважины при парогравитационном дренировании для условий залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения.
Впереди еще много работы, много интересных и сложных задач. Мы хотим кроме математического провести еще и физическое моделирование парогравитационного дренирования, что позволит более полно исследовать и описать данный процесс, уточнить нашу модель.
— Если судить по вашей работе, она имеет сугубо прикладной характер. Так ли это?
— На мой взгляд, создание эффективных технологий разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов — это фундаментальная проблема, решение которой находится на стыке многих отраслей науки. Задачи проекта имеют теоретический и прикладной аспекты. Они рассматриваются с точки зрения механики сплошной среды, в частности, это неизотермическая многофазная фильтрация с фазовыми переходами. Именно с этих позиций выстроена вся работа над проектом, но с учетом реальных прикладных задач.
Большие запасы тяжелых нефтей и природных битумов в России, в том числе и в Республике Татарстан, — это одни из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. У тяжелых нефтей высокая вязкость, высокое содержание серы, асфальтенов и тяжелых металлов. Эти факторы усложняют проблему добычи и переработки. Математическое и физическое моделирование — основные инструменты для исследования парогравитационного дренирования. Особенность такой задачи — резкое изменение вязкости нефти с ростом температуры. Моделирование методов воздействия на пласт, при которых происходят значительные и быстрые изменения свойств флюида или породы, а также фазовые переходы, требует использования сильно “измельченной” гидродинамической сетки и малых шагов по времени. Эффективность разработки определяется наличием достоверной информации о комплексе фильтрационных и теплофизических свойств пласта. Для контроля процесса добычи в нагнетательной и добывающей скважинах регистрируются изменения давления и температуры. Эти данные содержат лишь косвенную информацию о параметрах паровой камеры и профиле притока флюида по длине скважины, поэтому для поиска необходимых параметров была поставлена обратная задача и предложен метод ее решения.
Прогноз добычи нефти тепловыми методами делается на основе результатов предварительного моделирования процесса. Для этого необходимо детальное изучение параметров пласта и пластового флюида. А чтобы оценить эффективность технологии “паронефтяной камеры”, нужны предварительные расчеты значений дебита горизонтальной скважины при каждом конкретном наборе геолого-гидродинамических и технологических режимов разработки. Такой расчет значений дебитов скважин может осуществляться как с помощью специализированных программных комплексов гидродинамического моделирования, так и путем применения инженерных формул на основе известных зависимостей. К числу таких зависимостей относятся формулы Батлера, Рейса. Однако эти формулы описывают отдельные стадии процесса парогравитационного дренажа. В нашем проекте мы разрабатываем модель процесса парогравитационного дренирования, учитывающую все основные стадии данного процесса, а также новый метод оценки дебита горизонтальной скважины и паронефтяного отношения. На основе этой модели построим вычислительный алгоритм решения обратных задач, в качестве исходной информации для которых используем результаты термодинамических исследований скважин. Разработанные модели и алгоритмы расчета планируем оформить в виде программного комплекса.
— Где можно будет его применить?
— Ожидаемые результаты исследования можно использовать в топливно-энергетическом комплексе, в частности в нефтедобывающей промышленности. Логическим следствием реализации результатов будет более полное понимание термогидродинамических процессов, происходящих в продуктивном пласте при парогравитационном дренировании. Выполнение проекта позволит получить фундаментальные знания и результаты, необходимые для обоснования ввода в разработку месторождений с залежами битумов и высоковязких нефтей.
Венера Салихова
Иллюстрации предоставлены А.Абдуллиным
Нет комментариев