Высоковязкие нефтии, природные битумы и горючие сланцы, запасов которых в несколько раз больше, чем обычных нефтей, являются комплексным сырьем третьего тысячилетия. В отличие от обычных нефтей они залегают неглубоко до 500м, чаще всего до 100м. Кроме углеводородов, эти полезные ископаемые содержат такие ценные гетероорганические соединения, как нафтеновые кислоты, простые и сложные эфиры, редкие цветные металлы и др.
Highly viscous natural bitumen and slate coals supplies of which are several times more than conventional oil, are the complex raw of the 3 rd millennium. Unlike conventional oil, they occur superficially- up to 500 meters deep, at most up to 100 meters deep. Apart from hydrocarbons these mineral products contain such heterorganic compounds as oil acid, sulpho-acids, ethers and esters, rare nonferrous metals etc.
Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только Казахстана, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы тяжелых и битуминозных нефтей. По оценкам специалистов, их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд тонн.
Высокий ресурсный потенциал данного вида углеводородного сырья обуславливает тот факт, что его разработке нефтяные компании уделяют все большее внимание. К настоящему времени среднегодовой суммарный объем производства таких нефтей в мире приближается к 500 млн тонн, а накопленная добыча превышает 14 млрд тонн.
Крупные скопления высоковязких и битуминозных нефтей сосредоточены на территории целого ряда стран мира, в т. ч. в странах СНГ. Наиболее крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти согласно [1] располагает Канада, запасы которой составляют 522,5 млрд и сосредоточены в провинциях: Альберта — 374,5 млрд. т.; Атабаска — 131,1 млрд. т.; Вабаска — 16,9 млрд. т.
Второй страной по запасам этого вида нефтей является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 177,9 млрд тонн и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко. Значительными запасами располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай.
В 71 гигантском месторождении с тяжелой и битуминозной нефтью содержится около 82 % всех мировых запасов нефти. Самыми крупными являются три месторождения: Бурган (Кувейт) — 13 млрд. т.; Боливар Коастал (Венесуэла) — 8,3 млрд. т.; Боскэш — 5,6 млрд. т.
Нефтяных месторождений с тяжелой и битуминозной нефтью, полностью или частично расположенных в море, насчитывается 184, из которых 15 — гигантские. Большая часть их находится на территории Венесуэлы и Мексики.
Распределение запасов высоковязких нефтей на территории стран СНГ
В соответствии с [2] по состоянию на 01.01.1988 г. запасы нефти с вязкостью более 30 МПа*с, числившиеся на государственном балансе бывшего СССР, оценивались в 8,6 млрд т и распределялись по категориям следующим образом: остаточные балансовые запасы категорий А+В+С1–7,4 млрд. т.; балансовые запасы категории С2–729 млн. т.; забалансовые запасы — 486 млн. т.
Остаточные извлекаемые запасы категорий А+В+С1 и категории С2 составляли соответственно 1,4 млрд. т. и 118 млн. т. Основная часть остаточных балансовых запасов высоковязких нефтей (ВВН) промышленных категорий (А+В+С1) на территории СНГ сосредоточена в трех странах (см. табл. 1): России (6,2 млрд т, или 84,4 % от запасов стран СНГ), Казахстане (726 млн т, или 9,8 %), Азербайджане (389 млн т, или 5,3 %). Всего в этих странах содержалось 7,4 млрд т высоковязких нефтей промышленных категорий или 99,5 % от запасов по всем СНГ.
Наиболее крупными месторождениями ВВН являются: Ван-Еганское — 1,3 млрд. т.; Северо-Комсомольское — 700 млн. т.; Усинское — 601 млн. т.; Русское — 299 млн. т.; Каражанбас — 230 млн. т.; Северные Бузачи — 195 млн. т.; Ярегское — 137 млн. т.; Балаханы-Сабунчи-Романы — 114 млн. т.; Гремихинское — 74 млн. т.; Кенкияк — 72 млн. т.
XX век в истории человечества останется веком нефтяной цивилизации, что обусловлено резким увеличением добычи нефти. Так, если в конце XIX века в мире добывалось всего 21,2 млн. т нефти, то в XX веке на рубеже XXI века, мировая добыча нефти составила 3,7 млрд. т [1]. Такой прирост связан с техническим прогрессом военного и послевоенного времени — изобретением бензиновых, дизельных, реактивных двигателей, работающих на керосине, бензине с переходом теплоэнергетических установок на газе, газы и с производством многообразных нефтехимических продуктов переработки нефти.
Непрерывный рост потребности в нефти и нефтепродуктов, уменьшение нефтяных месторождений с фонтанирующими высокодебитными скважинами обусловил повышение цен на нефть. В связи с истощением месторождений традиционных нефтей, по общему признанию крупных ученых мира, будущее принадлежит высоковязким нефтям (ВВН), природным битумам (ПБ), нефтебитуминозным породам (НБП), битумосодержащим пескам (БСП), горючим сланцам (ГС) и остаточным нефтям, запасы которых пока не востребованы, но в несколько (десятков) раз превышают запасы обычных нефтей. Это свидетельствует о неизбежном освоения в будущем тяжелых нефтей (ТН) и природных битумов, вовлечение в сферу переработки.
Тяжелые нефти (ТН) — это в основном в разной степени дегазирующие метоморфизированные нефти включающие в себя типы нефтей вязкостью не более 1000 мПа*с и плотностью более 935кг/м [2], характеризирующиеся низкими светлыми (20–40 %) фракциями, высоким содержанием — смолисто — асфальтовых веществ (15–50 %) и коксуемостью (5–8,5 %).
Природный битум (ПБ) — полутвердая или твердая смесь преимущественно углеводородного состава, растворимая в органических растворителях. Генетически они представляют собой дегазированные, потерявшие легкие фракции, вязкие — полутвердые естественные производные нефти — мальты, асфальты, асфальтиты. От традиционных нефтей они отличаются повышенным содержанием асфальтенов — смолистых компонентов (от 25 % до 75 % по массе), высокой плотностью (965–1220 кг/м3), аномальной вязкостью (более 104мПа*с) [2].
Свойства ТН и ПБ подчеркивающим их генетическое родство является содержание в них углеводорода и водорода. Содержание водорода в нефтях обычно достигает 13–13,5 % (по массе), а в природных битумах (ПБ) 10–12 %, определяющим выбор технологии добычи, является их высокая вязкость, которая делает их неподвижными или малоподвижными в естественных условиях. Вязкость углеводородного сырья в очень значительной степени зависит от его температуры.
В последние годы внимание специалистов все больше привлекает возможность комплексного использования в народном хозяйстве нефтебитуминозных пород и высоковязких нефтей, значительные запасы которых сосредоточены в Казахстане.
Районы Западного Казахстана высоко перспективны для открытия мелких, средних и крупных месторождений твердых, вязко-пластичных и жидких природных битумов (ПБ) и высоковязких нефтей (ВВН). Этот факт обоснован недавно, так как до начала 80-х годов специальные поиски и разведки месторождений ПБ здесь выполнялись Мингео Каз ССР в крайне незначительных объемах и не превышали глубин 40–50 метров. В результате начатых в рамках республиканской комплексной программы «Киры» работ ученые Казахстана установили, что на Мангышлаке в Прикаспийской впадине только в поверхностном залегании геологами в различные годы были встречены многочисленные (свыше 120) проявлений и месторождений ПБ и ВВН.
Размеры залежей ПБ, их характер и мощности свидетельствуют о генетической связи с залежами жидких углеводородов. Однако по составу и свойствам, соотношению и количественному распределению углеводородных, гетероатомных компонентов и микроэлементов они не идентичны обычным нефтям и относительно легко дифференцируются на четыре обособленные группы, характеризующиеся своими уровнями химического, биологического окисления и битуминизации исходных нефтей.
Систематизация и переоценка разрозненных геологических материалов, осуществляемых в 80-х годов, а также поисковое бурение первоочередных объектов в Актюбинской и Гурьевской областях, рекомендованных учеными и начатое в 1958–1986гг силами ПГО «Запказгеология», позволили уже к середине 1986г открыть крупное месторождение ПБ на структуре Мортук (по предварительной оценке по категории С1-С2 около 48.т ПБ или 350–400млн т НБП.
Наличие давно известных нефтяных месторождений Кенкияк, Жаксымай, Шубуркудук, Акжар и Каратобе, а также предварительный анализ геолого-геофизических данных позволяют считать, что значительные скопления ПБ в этом районе могут обнаружены на таких куполах, как Кенкияк, Кумсай, Подмортук, Кокбулак, Жолдысай, и др. Причем пласты и горизонты НВП следует ожидать здесь в интервале от 0–5 до 200–300м.
Анализ опыта использования ПБ и ВВН с целью получения из них синтетической нефти и ее фракции, накопленный в Канаде, США и Венесуэле показал, что они уже сегодня обладают настолько высокопроизводительными и рентабельными техникой и технологией их добычи и переработки, что уже сегодня они обеспечивают свои потребности в нефтепродуктах.
Таким образом, в Казахстане нужно возобновить научно- исследовательские и поисковые работы по освоению нефтебитумных пород, ведь они большую роль играют в народном хозяйстве страны.
Высоковязкие нефти, природные битумы и горючие сланцы, запасов которых в несколько раз больше, чем обычных нефтей, являются комплексным сырьем третьего тысячелетия.
Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть. Самыми распространенными среди термических методов ПНП являются паро/парогазовое воздействие на пласт и паро/парогазовая обработка скважин. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него пара достигается за счет: снижения вязкости нефти под воздействием тепла; термического расширения нефти; дистилляции остаточной нефти паром; благоприятного изменения с ростом температуры подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды; проявления эффекта газонапорного режима.
По сравнению с использованием только пара технология применения парогазовой смеси имеет ряд существенных преимуществ. В частности: нагнетание продуктов сгорания топлива или СО2 одновременно с паром оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, повышает темп отбора жидкости из пласта, понижает паронефтяной и водонефтяной факторы. Газонапорный режим, развивающийся с помощью неконденсирующихся газов (N2 и др.), является одним из основных факторов повышения эффективности парогазового процесса; закачка растворимого в углеводородах газа (СО или СО2) с паром ведет к дополнительному снижению вязкости нефти, увеличению ее объема и проявлению режима растворенного газа; водный раствор СО2 вступает в реакцию с карбонатами пород, растворяет их. При этом увеличивается проницаемость коллектора, возрастает поглотительная способность нагнетательных скважин. Кроме того, при нагнетании воды, содержащей углекислый газ, не происходит разбухание глин.
В качестве заключения, подводя краткий итог всему изложенному, можно сделать следующие выводы: в странах СНГ сосредоточено более 8,1 млрд т запасов высоковязких нефтей категорий А+В+С1+С2, которые являются важнейшим сырьевым резервом стабилизации положения в нефтяной отрасли; результаты проведения парогазоциклических обработок скважин и технико-экономические расчеты показывают высокую технологическую и экономическую эффективность разработки высоковязких нефтей парогазовыми методами; забойные парогазогенераторы, разрабатываемые в РИТЭК имеют неоспоримое преимущество перед распространенным сегодня нагнетанием теплоносителя с поверхности, т. к. сокращают потери тепла по стволу скважины, не требуют особой подготовки воды и кратно снижают весогабаритные характеристики передвижного оборудования; область применения парогазогенераторных комплексов «РИТЭК» охватывает наиболее многочисленные запасы ВВН, составляющие 95,5 % от общих запасов ВВН в странах СНГ; все вышеперечисленное позволяет рассматривать создаваемые «РИТЭКом» парогазовые комплексы не только как наиболее перспективные, но и как основные технические средства для разработки огромных запасов высоковязких нефтей.
Литература:
1. Надиров Н. К. Высоковязкие нефти и природные битумы (История. Бассейны. Свойства) / Н. К. Надиров. — А.: «Ғылым»2001. Т.1.- 256с.
2. Нефтебитуминозные породы, достижения и перспективы (материалы Всесоюзного совещания) под редакцией Н. К. Надирова. Наука. — А: 1988. -300с.
3. Успенский А. В. Основы генетической классификации битумов. А. В. Успенский, О.А Радченко, Е. А. Глебовская и др. — Недра, 1964.
4. Андреев Б. Ф., Богомолов А. И., Добрянский А. Ф. и др. Превращение нефти в природе. Гостоптехиздат, Л., 1954. С
5. Тиссо Б., Вельт Д. Образование и распространение нефти. Мир, М., 1981 г. С 358.
6. Гольдбер И. С. Происхождение битумов и закономерности формирования их месторождений.// Нефтебитуминозные породы. Перспективы использования. Алма-Ата. 1982г. С48–54.
