Классификация и характеристика методов разработки месторождений ВВН.

2.1.1. Карьерные методы [8,16]

«Карьерные и шахтные методы добычи битумов и высоковязких нефтей являются наиболее древними. Но они не потеряли своего значения до настоящего времени. Основные условия их примене­ния — благоприятные геолого-экономические показатели, которые определяются прежде всего запасами, содержанием и свойствами битумов.

Карьерные методы характеризуются максимальным использо­ванием, запасов и могут применяться на месторождениях с различ­ными, величинами запасов битумов. Карьерный метод позволяет непосредственно наблюдать ход процесса разработки, начиная от добычи битумонасыщенных пород и кончая выходом нефтепродук­та, и своевременно вносить необходимые коррективы. Применение этого метода зависит в значительной степени от гидрогеологиче­ских условий проектируемого карьера, глубины залегания и объ­ема вскрышных пород и климатических особенностей. Некоторое значение имеет качество нефтей или битумов; при.наличии легких и газированных нефтей возможны большие потери при транспор­тировке горной породы. Применение карьерного способа сопряже­но со значительным отрицательным воздействием на окружающую среду»[8].

Опытная карьерная разработка битумоносных пород в нашей стране в конце 50-х годов производилась на месторождении Кирмаку в Азербайжане и Аймен-Мешедском в Туркменистане.

«Разработка карьера на площади Кирмаку производилась с 1956 г. в течение пяти лет. Вскрытие и выемка битумоносных пород осуществлялись небольшими экскаваторами искреперами. Горная масса транспортировалась автосамосваламн а расстояние 1600 м. Величина вскрыши составила 0,8 м. битумонасыщенность по разрезу колебалась в широких пределах от до лей процента до 8,6% по массе. Кондиционными были приняты: содержание битума в породе — 2% по массе, проектная произво­дительность карьера—125 м³/сут. За пять лет было извлечено 107,9 тыс. м³ породы, в том числе для вскрытия залежи 90,7 тыс. м³, и битумного сырья 17,2 тыс. м³ [Алибеков Б., Листенгартен Б., Сапожок В., 1964].

Добываемое битумное сырье предварительно раздроблялось в карьере, затем поступало в агрегат для дальнейшего дробления, транспортировалось в бункер-дозатор и далее в реактор. Следует отметить, что в процессе подготовки сырья происходило некоторое его обогащение, главным о'бразом за счет отсева глинистой части.

Битумонасыщенные породы перерабатывались на специально созданной установке [Алибеков Б., Листенгартен Б., Сапожок В., 1964] с производительностью 62 т песка в сутки термическим спо­собом в псевдосжиженном состоянии. В реакторе сырье подверга­лось воздействию температур 440—500°С, в результате чего про­исходили отгон влаги, жидких углеводородов и частичное креки­рование высокомолекулярных фракций с образованием кокса и газа. Смесь газов и паров попадала в батарейный циклон, где сна­чала очищалась, конденсировалась, и нефтепродукты отделялись от воды. Отработанное сырье с адсорбированным на поверхности коксом подавалось в камеру сгорания, где происходили беспла­менное ' горение и выжигание кокса. Получаемое тепло использо­валось в аппаратах термообработки, камерах сгорания для нагрева воздуха, получения пара и т. п.

В течение всех экспериментов битумонасыщенность сырья ко­лебалась от 6,2 до 8,2% по массе (124—163 кг/м³), водонасыщен-ность от 2,4 до 4,3% по массе. Коэффициент извлечения нефте­продуктов колебался от 0,456 до 0,630 потенциального содержания битума в породе. Эффективность работы установки в значительной степени зависит от содержания влаги, стабильная работа может быть обеспечена при содержании влаги не более 4%.

Полученные в результате переработки битумоносных отложе­ний кирмакинской свиты нефтепродукты являются ценным сырь­ем для каталитического крекинга. Они состоят из лигроиновой фракции до 16—17%, дизельного топлива до 57%, машинного дистиллата 18% и остатка 8%. Отработанный песок может быть использован в качестве добавок к цементу, строительным раство­рам, бетону и т. п.

Ранее карьерная разработка битумоносных пород в небольших объемах производилась на ряде площадей Самарской Луки»[8].

«Большой практический интерес представляет добыча озокеритовой руды открытым способом с последующим извлече­нием озокерита на экстракционном заводе Челекина (Туркме­нистане), которая производилась с 1943 г. по 1964 г.

Озокерит — минерал нефтяного происхождения, напоми­нающий своим видом и консистенцией (после его очистки) пче­линый воск (иногда называют горным воском). Озокерит со­стоит из смеси главным образом твердых углеводородов парафинового ряда с большей или меньшей примесью жид­ких или газообразных углеводородов, входящих в состав неф­ти.

Сырьем озокерита является битумоносный песок с содер­жанием битума от 1,5 до 3 мас.%. Гранулометрический состав битумоносных песков составляет фракция от 0 до 0,2 мм, плот­ность 1,9 т/м³.

Добыча битумоносного песка, содержащего озокерит, про­изводилась открытым способом на Аймен-Мешедском карье­ре промысла «Челекен-озокерит». Участок карьера вытянут в направлении с северо-запада на юго-восток, и имеет размеры: длина но дну 560 м, ширина по дну 50 м, глубина карьера 40 м. Средний геологический коэффициент вскрыши по битумоносному песку составлял 0,172 м³/м\ а по озокериту 16,2 м³/т.

Вскрышные породы Аймен-Мешедского месторождения представлены рыхлыми песками, не требующими предвари­тельного рыхления. Отработка вскрыши производилась экс­каваторами с вывозом породы автосамосвалами на внешние отвалы, находящиеся на расстоянии 1 км. Добыча битумонос­ных песков и удаление вскрыши производились уступами вы­сотой 10 м и шириной 10 м. Углы откосов по уступам 70°, а об­щий угол откоса бортов карьера не превышал 60°.

Транспортировка битумоносных песков к заводу, находяще­муся на расстоянии 1,8 км, осуществлялась автосамосналами ЗИЛ-585. Погери при добыче битумоносного песка составля­ли 0,6%, а при транспортировке 0,6%, т.е. общие 1,2%. Се­бестоимость вскрыши 0,588 руб./м³, битумоносного песка 1,974 руб./т при коэффициенте вскрыши 1 м³/т (данные за 1963 год)» [16].

«Себестоимость на 1962 год составляла: добыча 1 т битумо-носного песка первого сорта 3,61 руб., второго сорта — 1,302 руб., извлечение 1 т озокерита первого сорта 586,03 руб., второго сорта 381,57 руб. Годовая производительность карье­ра 275 тыс.т битумоносного песка [16].

«В настоящее время значительный опыт открытой разработки природных битумов накоплен только в Канаде (битумоносные пески Атабасского месторождения) и эти материалы представ­ляют большой практический интерес.

В 1967 году вступил в строй первый из двух ныне действую­щих комплексов компании Suncor бывшей Great Canadian Oil Sands, GCOS (Грейт Канадиен ойл сэндз). li.ro производи­тельность составляет до 10 тыс.м³/сут. Комплекс Syncrude на­чал действовать в 1976 году и в настоящее время вырабатывает до 20,5 тыс.м³/сут. синтетической нефти. Начало работы этих комплексов сопровождалось значительными сложностями, по­жарами и авариями оборудования.

В проекте Alsands также предусмотрена добыча битумоносных песков открытым способом. Необходимо отметить, что вы­сокоэффективные процессы получения синтетической нефти из битумоносных песков пока не созданы.

Месторождение Атабаска занимает площадь около 80 тыс.км². В районе Атабаска развиты осадочные отложения палеозойского и мелового возраста. Напластование пород име­ет небольшой угол падения в западном направлении.

Одной из трудных проблем при подготовке месторождения к разработке является очистка поверхности месторождения, по­крытой жидкой массой, которая обычно дренируется с помо­щью канав. Дренаж производятся около двух лет, даже после этого жидкую торфяную массу нельзя грузить в транспортные сосуды. Работы производятся в зимние месяцы, когда масса застывает, с помощью колесных скреперов типа Marathonlc Tourneau с погрузкой ее на автосамосвалы грузоподъемностью 150 т типа Wabco. Торфяная масса транспортируется и укла­дывается на специальный отвал, обнесенный дамбой. Высота отвала 30 м.

Затем начинается вскрытие более устойчивых наносов и глин вскрышным экскаватором с емкостью ковша 11,5 м³ с погруз­кой на 75-тонные автосамосвалы. Недостатком этой техноло­гии вскрытия является проседание вскрышного экскаватора и автосамосвалов в мягкую породу, поэтому был предложен спо­соб вскрытия с помощью двух двигательных гусеничных скре­перов, способ эффективный, полорогой.

Более целесообразной представляется новая система. Гусеничный бульдозер типа Д-99 используется для рыхления, сре­зания, а также одновременной погрузки и перемещения по­роды. Транспортировка породы осуществляется 150-тонными самосвалами типа Wabco. Вскрытие покрывающих пород про­изводится в летнее время. Вскрышные породы используются для сооружения хвостовых отвалов, предназначенных для раз­мещения огромного количества отходов, поступающих с за­водов. Разравнивание вскрышных пород на дамбе производится тракторами НД-41 в сочетании с четырьмя гусеничными тяга­чами «835» и прикрепленными к ним 50-тонными уплотните­лями.

Добыча битумоноспых песчаников производится двумя ус­тупами с помощью роторных экскаваторов. Роторное колесо диаметром 10м имеет 10 ковшей. Максимальная производи­тельность экскаватора 10000 т/ч, а средняя 4300 т/ч[17]. Вы­емка битумоноспых песчаников производится торцовым забоем шириной 48 м, высотой 21 м. Транспортировка биту­моноспых песчаников от роторного экскаватора до завода осу­ществляется системой конвейеров. Ширина ленты забойного конвейера 1500 мм, а магистрального 1800 мм.

Здесь также применяют небольшие роторные экскаваторы для разработки изолированных мелких залежей битумоноспых песчаников. Порода непосредственно грузится на автосамо свалы и доставляется до магистрального конвейера. Кроме то­го, на карьере для вспомогательных работ используются ко­лесные бульдозеры и саморазгружающиеся скреперы для очи­стки кровли и подошвы пласта, тракторы для перемещения забойных конвейеров и рыхления больших кусков битумоносных песчаников [17].

Опыт компании GCOS доказал целесообразность использовании роторных экскаваторов для добычи битумоносных пес­чаников.

Основной проблемой разработки являются сами битумоносные песчаники представляющие трудно разрабатываемую по­роду, и состав которой входят высокоабразивные силикаты и пески, вода и битум. Кроме того, при низких температурах пес­чаники становятся твердым конгломератом, что может затруд­ни их выемку. Высокая абразивность битумоносных песча­ников вызывает быстрый износ зубьев ковша экскаватора и другого горного оборудования.

Канадскими специалистами установлено, что износ зубьев ковша роторного экскаватора уменьшается при подаче щелоч­ной воды в зону контакта зубьев с битумоносными песками. Щелочная вода обеспечивает охлаждение, создает эффект смаз­ки при растворении битумов, а также образует защитную пленку па поверхности зубьев. Особенно эффективно применение ще­лочной воды в зимних условиях. Кислотность воды рекомен­дуется в пределах рН = 7,5—9,5, а оптимальная величина рН ^: 8- 8,5. В качестве реагентов обычно применяется извест­няк или каустическая сода [17].

Вторым крупным карьером, где ведется открытая разработка битумоносных песков Атабаска, является горно-перерабатывающее предприятие компании Syncrude. Здесь строится круп­нейший в мире карьер. После освоения проектной мощности завода в 20 млн.^м3 год синтетической нефти производитель­ность карьера по горной массе, включая вскрышу, составит 150 млн.т/год[18].

Для определения оптимального варианта добычи и извле­чения синтетической нефти из битумоносных песков было проведено исследование пяти технологических схем разработки методом динамического моделирования. Моделировались че­тыре схемы с применением роторных экскаваторов и одна с применением драглайна. Модели описывались на языке Фор­тран и GPSS и состояли из пяти независимых моделей: добы­ча битумоносных песков, транспортирование, складирование, экстракция и погодные условия. Каждая схема опробовалась до 10 раз. Исследовались процессы добычи, наличие оборудо­вания и его параметры. По результатам моделирования выбрана схема с применением драглайна.

Месторождение Атабаска (компанией Syncrude) разрабаты­вается четырьмя драглайнами с ковшом емкостью 60 м³. Вскры­тый битумоносный песчаник грузится на конвейер роторным экскаватором и подается на завод, где из него методом Кларка извлекается битум. Битум перерабатывается в сырую нефть с помощью процесса "Flexicoking". Газ и кокс, получившиеся при этом, используются в качестве топлива на электростанции при заводе. Отработанный песок возвращается в выработанное про­странство. Стоимость 1 м³ нефти составляет 72 дол. Коэффи­циент извлечения битума достигает 0,88 - 0,91 [18].

Применение гигантских драглайнов с емкостью ковша 60 м³ для вскрыши верхнего слоя породы толщиной 9 м показало не­целесообразность использования их для этой цели из-за умень­шения откоса уступа и глубины черпания в связи с неустойчи­востью пород, что снижает эффективность работы драглайнов. Технико-экономическими исследованиями установлена боль­шая эффективность применения для этой цели ковшовых по­грузчиков, автосамосвалов и скреперов [19].

В других регионах мира освоение месторождений природ­ных битумов началось только в 80-е годы (например, в США в 90-х годах - в районе Асфальтового пояса в штате Юта с производительностью 13,5 тыс.т/сут синтетической неф­ти [20]).

Стоимость получения синтетической нефти на заводе GCOS в 1978 году составила 54 дол/м³ при производительности 2,6 млн.м³ в год. Другой завод Syncrudc со стоимостью 2,2 млрд.дол. при головой производительности 6,3 млн.м³ на­чал работать в 1978 г. Стоимость получения нефти неизвестна. Упоминавшаяся в 1979 году стоимость нефти 220 дол./м³ непоказательна из-за частых технических неполадок. Предпола­гаете» после улучшения технологии получения нефти донести ее стоимость до 126 дол./м³. При этом энергетический баланс извлекаемого битума составит: 60% - синтетическая нефть, 10% - остатки коксования, 30% - потребление энергии на пе­реработку битумоносных песков [21].

В отдельные периоды 1980 г. производство синтетической нефти на заводе Syncrudc достигало 28,3 тыс.м³/сут, что на 7,95 тыс.м³/сут выше проектных возможностей. Средняя су­точная производительность в 1980 г. составила 12,7 тыс.м³ при себестоимости 107- 115 дол./м³. При этом текущая мировая це­на на нефть составляла 151 дол./м³, а стоимость обычной неф­ти, добываемой в Канаде -87 дол/м³. Компания предполага­ет снизить себестоимость нефти до 96 дол./м³ и выйти на проектную мощность 20,5 тыс.м³/сут [19].

Как указывают канадские специалисты, крупномасштабное освоение залежей природных битумов требует огромных затрат. Стоимость комплекса по добыче и переработке 22 тыс.м³/сут битума оценивается в 6 млрд. дол. Удельные капитальные вло­жения на 1 т суточной производительности достигают 30 тыс.дол. (для сравнения: 8 тыс дол. для условий добычи неф­ти в Северном море и 2 тыс дол. для обычной нефти) [22].

Значительный интерес представляют технико-экономиче­ские показатели добычи и переработки битумоносных песков, которые приведены в табл. 2.1,2.4.

При расчете калькуляции себестоимости извлечения неф­ти содержание се в битумоносных песках принято 160 л на тон­ну, извлечение 90% от потенциала при производительности 44500 т/сут по исходному сырью или 5720 т/сут по нефти.

По проекту стоимость извлечения нефти составляет 2,5 дол./баррель (17,5 дол./т).[16]

 

Таблица 2.1.

Калькуляция себестоимости битумоносных песков Атабаска

(по проекту)[16]

 

Наименование работ	Себестоимость, т/дол
Вскрыша (при Кв 1 м^3 /м^3)	0,15
Добыча и транспортировка	0,15
Сортировка и обогащение	0,15
Размещение отработанных песков	0,09
Водоснабжение	0,05
Итого	0,79
Основные и административные расходы	0.15
Всего	0,94

Таблица 2.2.

Изменение стоимости 1 т синтетической нефти в зависимости от стоимости добычи 1 т битумоносного песка [16]

 

Содержание нефти в пес­ках, мас.%	Выход про- дукта из 1 т сырья, т	Стоимость 1 т нефти, дол. (при стоимости добычи 1 т битумоносного песка, цен т)
	0,057	8,96	10,81	12,53	14,37
10,5	0,06	8,59	10,3		13,7
	0,063	8.15	9,78	11,41	13,04
11,5	0,066	7,78	9,33	10,96	12,52

На основании этих технико-экономических расчетов аме­риканские специалисты считают, что разработка неглубоких месторождений природных битумов открытым способом эко­номически выгодна. Кроме того, экономисты находят произ­водство нефти из битумоносных песков более благоприятным, чем производство сланцевой нефти, так как более простой процесс извлечения нефти требует меньше капитальных и эксплуа­тационных затрат [23].

 

 

Таблица 2.3.

Калькуляция себестоимости извлечения нефти[16]

 

Наименование процесса	Потребное количество	Стоимость единицы, цент	Себестоимость, 1 т, цент
Дробление и грохочение, кВт
Каустическая сода, кг.	0,454	17,6
Энергия для флоатации, кВт ч
Энергия для центрифугирования, кВтч			2
Амортизация и снабжение		—
Основная работа		—
Обслуживание и ремонт оборудования	---	—
Пар и горячая вода, гал/л
Итого

 

Таблица 2.4

Возмещение капиталовложений[16]

 

Статья затрат	Сум	ма, тыс.дол.
Годовой валовой доход
Эксплуатационные затраты
Плата за аренду
Отчисления на погашения
Подоходный налог
Прибыль
Срок окупаемости, лет		8,2

 

 

Что касается Татарстана, то согласно исследованиям, проведенным в Казанском государственном технологическом университете, открытый способ рекомендуется для месторождений битумов, залегающих до глубин 60-90м. при коэффициенте вскрыши до 4,5 [8].

Для более глубоких месторождений считается возможным применение термошахтного способа разработки.

Однако широкое использование открытых методов добычи битумов в РТ ограничивается двумя основными факторами:

1) относительно небольшими запасами большинства известных битумных месторождений при сравнительно небольших эффективных толщинах пластов и битумосодержании, что ограничивает масштабы работ на одном объекте;

2) необходимостью проведения мер по охране окружающей среды.

 

2.1.1. Шахтные и термошахтные методы [8]

 

 

Методы шахтной добычи, применяемые в настоящее время, до­статочно разработаны. Они позволяют в значительно большей сте­пени, чем скважинные способы, использовать запасы битумов. Большое преимущество шахтного метода разработки перед скважинным — непосредственный доступ к продуктивному пласту, что позволяет более эффективно применять различные способы тепло­вого воздействия на пласт путем бурения многочисленных нагне­тательных и добывающих скважин небольшой глубины, различно­го направления по отношению к пласту (вертикальные, горизон­тальные, восходящие и др.). Последнее позволяет разбуривать пласты по густой сетке, не требуя излишнего объема бурения и непроизводительных затрат, связанных с бурением «пустой» поро­ды. В отличие от карьерных методов применение шахтного метода меньше зависит от климатических условий и требует значительно меньших затрат для охраны окружающей среды. Однако приме­нение шахтной разработки может ограничиваться глубинами зале­гания скоплений битумов и определенными горно-геологическими условиями. Глубины шахт теоретически могут быть различными, в зависимости от рентабельности разработок скоплений битумов, однако практически они не превышают 150—300 м. Отрицатель­ными факторами применения шахтной разработки битумов могут быть слабая устойчивость пород как внутри самого битумоносного пласта, так и в перекрывающих и подстилающих его отложениях; наличие внутрипластовых верхних и нижних вод.

К осложняющим факторам относятся также высокая газонасыщенность пород и наличие газовых шапок, требующих организации специальных мер техники безопасности. Шахтная разработка велась главным образом на месторожде­ниях, ранее истощенных в процессе скважинной эксплуатации, но еще содержащих остаточные запасы нефти, и в меньшей степени на месторождениях, где вследствие отсутствия пластовой энергии добыча нефти скважинным методом нерентабельна. Объекты шахтной разработки, как правило, залегают до глубин 300 м. На­ряду с тяжелыми высоковязкими нефтями (плотность более 0,9) разрабатывались и облегченные нефти, как, например, нефти ме­сторождения Сарата-Монтеору в Румынии (плотность 0,880 г/см³). Производительность шахт была низкой. Наибольшая добыча неф­ти отмечалась в Пешельбронне (Франция) и Витце (Германия), соответственно до 70 и 25 тыс. т. На месторождениях Сарата-Монтеору и Хигашиями она составляла соответственно 4,5 и 6,0 тыс. т в год.

Скопления битумов в нашей стране издавна привлекали вни­мание многочисленных исследователей и промышленников. В на­чале XIX века разработка залежей битумов и высоко­вязких нефтей шахтами и глубокими колодцами проводилась в Дагестане (Уйташ), Азербайджане (Шубаны), Чечено-Ингушетии (Старогрозненское), на Украине (Борислав), в Коми (Ярега, Ижма) и др. Однако во всех указанных районах работы про-водились в небольших объемах или в виде опытных разработок. В конце прошлого и начале XX столетия на территории Та­тарстана действовало несколько предприятий по добыче битумов, в том числе Шугуровский битумный завод, использовавший для вы­работки битума битумоносные песчаники из штолен Шугуровской горы.

Единственным месторождением, где с 1939 г. велась промыш­ленная шахтная разработка, является Ярегское (рис. 2.1.) с за­лежью высоковязкой нефти в девоне. Средняя плотность нефти 0,945 г/см³, вязкость в пластовых условиях до 15 Па-с. Глубина залегания пласта 180—200 м, общая толщина 70—105 м, эффек­тивная до 55 м, пористость 24—30%, средняя проницаемость 3,2 Па*с.

В начальный период разработка Ярегского месторождения (1933 г.) производилась скважинами, пробуренными на опытном участке с поверхности по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 75—100 м. Начальные дебиты скважин достигали 2—3 т/сут. Коэффициент извлечения 1,77%.

В 1939—1954 гг. проводилась шахтная разработка нефти по так называемой «ухтинской» системе: скважины бурились с рабо­чего откаточного горизонта, находящегося в 20—30 м выше кров­ли продуктивного пласта. Скважины закладывались как верти­кальные, так и наклонные (до 45°). В разработке находились цен­тральные части шахт 1, 2, 3, где нефтенасыщенная мощность со­ставляла 35 м.

Указанной системой было отработано около 1200 га, на кото­рых было пройдено 358,6 км горных выработок, пробурено 57 200 скважин (2,8 млн. м) и добыто 2,95 млн. т нефти при среднем

 

Рис. 2.1. Геологический разрез Ярегского месторождения высоковязкой нефти:

1 — современные отложения; 2 — аргиллиты: 3—песчаники; 4 — туффиты; 5 —диабазы; 6 — залежь высоковязкой нефти III горизонта эйфельского яруса; 7 — метаморфические сланцы

рифея; 8 — горные выработки

коэффициенте извлечения 6,2%. Добыча нефти на 1 скважину рав­нялась 51,6 т при начальных дебитах 0,1—0,5 т/сут (в некоторых скважинах до 10—20 т/сут) и сроке работы скважины 10—15 ме­сяцев.

Недостаток этой системы — большие объемы горных работ и бурения по пустым породам, а также трудности управления про­ветриванием.

В 1953—1973 гг. на месторождении применялась уклонно-шахтная система разработки. С помощью указанной системы было от­работано 2907 га, пройдено 290 км горных выработок, пробурено 53 200 скважин (6,9 млн. м) и добыто 4460 тыс. т нефти при сред­ней нефтеотдаче 5,9%.

Всего на естественном режиме на месторождении было отрабо­тано 41 км² и добыто 7449 тыс. т нефти при среднем коэффициен­те нефтеотдачи 6,1%.

Следует отметить, что на месторождении делались попытки интенсификации притоков нефти путем закачки в пласт воздуха, горячей воды, торпедирования скважин и проведения гндроразрыва. Однако существенных результатов получить не удалось.

Резкое повышение нефтеотдачи на Ярегском месторождении может быть достигнуто только термическим воздействием на пласт. Эксперименты показали, что при нагревании до 100°С вязкость нефти снижается в 500 раз (от 15000 до 30 мПа-с) при увеличе­нии нефтеотдачи до 40% и более [8].

В 1968г. были начаты опытные работы по закачке и пласт пара а начало применения термошахтной системы разработки относится к 1972 г.

При этом способе добыча углеводородного сырья осуществляется с помощью системы горных выработок, сооруженных в продуктивном пласте и пробуренных в шахте скважин, которые по отношению к залеганию пластов сооружаю вертикальными, горизонтальными и наклонными.

Общая схема термошахтной добычи нефти показана на рис.2.2.

 

Рис.2.2. Схема технологии термошахтной добычи нефти [12]

 

Технологический процесс осуществляется следующим образом. Пар от котельной на поверхности земли подается в скважину. От нее он для подогрева и снижения вязкости тяжелой нефти поступает в пласт через пароподающие нагнетальные скважины. При этом пар и конденсат воды вытесняют нефть в добывающие скважины. После предварительного отделения механических примесей и воды нефть откачивают на поверхность.

На площади продолжаются исследования по применению циклической тепловой обработки, закачки в прогретый пласт воды с добавками ПАВ применению одногоризонтной системы разработки и использованию для прогрева горизонтальных и пологих скважин и т.п. (Л.Н. Рузин и др.).

Термошахтная технология добычи нефти успешно применяется на Ярейском месторождении более трех десятилетий. При этом в среднем в год добывается 530 тыс.т. нефти. На отдельных участках величина коэффициента нефтеизвлечения достигает 55-60%, что говорит о высокой эффективности этого процесса. В целом при термошахтной технологии нефтеизвлечение оказалось в 30 раз выше, по сравнению со скважинным способом разработки месторождения и в 10-15 раз по сравнению с шахтным методом на естественном режиме без паротеплового воздействия [24].

В.П. Табаков и А.Т. Горбунов утверждают, что себестоимость добычи нефти термошахтным способом на Яреге почти в два раза ниже собестоимости добычи через скважины паротепловым воздействием с поверхности земли. Удельный расход пара при термошахтной технологии в 2,75 раза ниже, а нефтеизвлечение в 1,5 – 1,6 раза выше [24]. Авторы последней работы отмечают, что первоочередными объектами для применения термошахтной технологии являются залежи высоковязких нефтей и природных битумов с глубиной залегания пластов до 700 м.

«В настоящее время доля шахтной добычи нефти в общем балансе мировой добычи весьма незначительна. Однако важным фактором является то, что шахтная добыча может широко при­меняться для истощенных пластов, разработка которых скважиными методами признана нерентабельной, но характеризующихся высокой остаточной нефтенасыщенностью и остаточными запасами. Так, в Пешельбронне после полного истощения месторождения (добыто 2 млн. т) шахтной разработкой было извлечено дополнительно около 1 млн. т нефти. На месторождении Витце скважинами отобрано 338 тыс. т нефти, а последующей шахтной раз­работкой—765 тыс. т. На Ярегском месторождении количество нефти, извлеченной скважинной эксплуатацией, составляло 2% от начальных запасов, а в результате шахтной разработки (до при­менения паротеплового воздействия) добыто 6%.

Таким образом, очевиден новый источник добычи нефти в виде отработанных месторождений, характеризующихся значительными остаточными запасами, не извлекаемыми обычными методами.

Однако следует иметь в виду, что даже при шахтной разработ­ке не удается достичь полного извлечения высоковязкой нефти. Наибольший коэффициент извлечения может быть достигнут на месторождениях с высокой нефтенасыщенностью и малой вяз­костью нефти.

Месторождения, намеченные для проведения шахтной разра­
ботки, должны удовлетворять определенным геологическим и гор­
но-технологическим требованиям. Должны быть всесторонне изучены нх геологическое строение, гидрогеологические и термобарические условия, особенности залегания, качество нефти, газонасы­щенность и т. п.»

Ниже приведены геолого-физические данные эффективного "применения термошахтного метода добычи. [26]

 

Глубина залегания пласта, м Менее 800

Толщина пласта, м................................................... Более 5

Породы...................................................................... Терригенные,

карбонатные Характеристика пород:

прочность........................................................... Устойчивые

пористость, %.................................................... Более 18

проницаемость, мкм'.................................................. Более 0,1

плотность тяжелой нефти или битума, кг/м........... Более 880

вязкость нефти или битума, мПа-с..................... Более 50

доля в породе нефти или битума, %:

массовая...................................................................... Более 6

объемная................................................................... Более 50

газонасыщенность, м /т....................................... Менее 10

температура, °С................................................... Менее 26

Одним из основных критериев, определяющих целесообразность шахтной добычи нефти, является местоположение месторождения и объем запасов. Минимальная производительность нефтешахты должна быть не менее 150—200 т нефти в сутки в течение 20—25 лет.

Рекомендуется на начальном этапе развития нефтешахтной добычи ограничиться глубинами в основном до 500 м и толщиной пласта не менее 5—8 м. Безусловно, существуют факторы, осложняющие применение такого способа добычи нефти. Например, создание сети горных выработок, располагаемых над, под и в продуктивном пласте. В связи с этим породы в пределах шахтного поля должны быть устойчивыми. Высокая газонасыщенность и высоконапорные пластовые воды также осложняют процесс разработки нефтяных пластов шахтным способом [26].

«В настоящее время в СНГ до глубины 1000 м насчи­тывается более 200 месторождений с 400 залежами тяжелых и остаточных нефтей. Основные ресурсы их сосредоточены в Урало-Поволжье, Азербайджане, Казахстане и на Северном Кавказе. Для оценки перспектив шахтной разработки требуется детальный анализ указанных ресурсов с классификацией месторождений на основе учета особенностей их геологического строения и горно-тех­нических условий разработки.

В Азербайджане имеются многочисленные истощенные нефтя­ные месторождения, залегающие неглубоко или частично обнажа­ющиеся на дневной поверхности. Многие из них пригодны для шахтной разработки. Особое внимание заслуживают месторожде­ния Балаханы — Сабунчи — Раманы, Биби-Эйбат, Бинагады, Чах-нагляр, о. Артема, Умбаки и Чеил-Даг.

Применение шахтной разработки истощенных месторождений в республике позволит за счёт резкого увеличения коэффициента извлечения нефти дополнительно добыть нефть и значительно со­кратить сроки разработки нефтяных месторождений.

Нефтяные месторождения, которые могут быть объектами для шахтной разработки, установлены во многих регионах. В Грозненской нефтеносной области скопления тяжелой нефти найдены в караган-чокракских отложениях на Малгобек-Вознесенской и Старогрозненской площадях. Отдельные место­рождения до глубин 500 м имеются в Пермской (Шумувское месторождение) и Оренбургской (Калиновско-Новостепановское) областях и других районах страны»[8].

Положительный опыт разработки Ярегского месторождения инициировал начало эксперимента в Канаде по добыче нефти термошахтным способом на месторождении Атабаска в 1985 году.

 

Скважинные методы.

Внутрипластовые скважинные методы с тепловым воздействием на пласт, известные в практике как третичные методы разработки, являются одними из наиболее перспективным для разработки месторождений битумов и высоковязких неф-тей наиболее перспективны, «Как установлено многочислен­ными исследованиями, третичные методы разработки месторожде­ний битумов и высоковязких нефтей должны применяться уже на самой начальной стадии разработки; предварительная разработка указанных месторождений на естественном режиме или с приме­нением вторичных методов обычно отрицательно отражается на степени извлечения битумов и тяжелых нефтей».[8]

При реализации скважинных способов высоковязкие нефти и битумы подвергаютсяпредварительному разжижению путем подогрева пласта или закачки растворителя в пласт и затем поднимаются на поверхность через скважины. Разогрев природного битума может быть осуществлен внутрипластовым горением, нагнетанием теплоносителей, электрическим током и другими модификациями вышеописанных методов.

"Нагнетание пара осуществляется путем циклической закачки для отработки призабоиной зоны и интенсификации притоков и не­прерывной закачки с целью разогрева и вытеснения тяжелой нефти или битума из пласта. Неоднократное применение циклов закачки позволяет постепенно расширить зону прогрева и дрени­рования пласта, а последовательная пароциклическая обработка всех скважин на площади дает возможность вовлекать в разра­ботку всю залежь. Пароциклическая обработка обычно предше­ствует непрерывной закачке пара.

Наибольшие результаты при непрерывном паротепловом воз­действии на пласты достигаются при высоких скоростях закачки пара, больших мощностях продуктивных пластов, обладающих хо­рошими коллекторскими свойствами и повышенной нефтенасыщенностью. Перспективно применение метода тепловой оторочки, за­ключающегося в проталкивании водой теплового фронта, создан­ного при закачке в пласт пара.

При внутрипластовом горении извлечение битумов из пласта обусловлено действием высоких температур, достигающих 400— 600°С, вследствие чего в пласте происходит снижение вязкости би­тумов и дистилляция легких фракций, а также выталкивание их закачиваемым в пласт воздухом и продуктами горения. Приме­няются метод «сухого» горения, когда в пласт для горения по­дается только газообразный окислитель (воздух), и метод «влаж­ного» горения, когда вместе с воздухом в пласт добавляется неболь­шое количество воды. При внутрипластовом горении дистилляция нефти создает впереди теплового фронта оторочку растворителя, а выделяющаяся углекислота действует как ПАВ». [8]

Скважинный способ добычи природных битумов и тяжелых нефтей в настоящее время нашел наибольшее применение во всем мире.