Особенности совместной разработки нефти и титановой руды

Особенности и перспективы совместной разработки высоковязкой нефти и титановой руды на площадях их совместного залегания в границах Ярегского нефтетитанового месторождения

(по материалам доклада на конференции "«Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов»", Ухтинский Государственный технический университет, 12-13 ноября 2009 г.)

Виктор Иванович Власенко, главный инженер ОАО "ЯрегаРуда"

Проблемы разработки и последующей экономически эффективной эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов существовали с момента из открытия и подготовки к освоению. Проблемы свойственны для всех месторождений высоковязких нефтей и индивидуальны для каждого, так, как нет двух одинаковых месторождений с аналогичными геолого-физическими характеристиками. Месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, с середины прошлого столетия рассматривались как наиболее перспективные источники углеводородного сырья в будущем. Необходимо учитывать, что нефть – не только энергетическое сырьё. Это прежде всего сырьё для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения,  поэтому важно научиться более полно извлекать нефть из продуктивных пластов, тем самым сохранить ее запасы на более длительное время.  Сегодня нефтяные компании, на наш взгляд, вооружены целым рядом современных методов разработки месторождений, позволяющих достичь более высокой нефтеотдачи, в том числе и на месторождениях с высоковязкой нефтью и природными битумами. Как показала практика, на первый план отчетливо выступает тенденция применения на таких месторождениях термических методов добычи нефти. В США, Венесуэле, Канаде термические методы широко применяются на месторождениях тяжелых нефтей и битумов, для которых этот метод признан единственным. Признанные «светила» нефтяного дела, «классики» современных методов интенсификации добычи нефти: уважаемые профессора Боксерман А. А., Раковский Н. Л., Гарушев А. Р., Вахитов Г. Г., Рузин Л. М. и многое другие однозначно высказываются о том, что эффективность внедрения любых методов воздействия на продуктивный пласт – это система, основное место в которой занимает четкое понимание геолого-физических, гидродинамических условий нефтяной залежи, а также достоверный анализ опыта применения того или иного метода, для аналогичных условий продуктивного пласта. 

Время и конкретные условия, как геолого-промысловые, так и технико-технологические, в конечном счете, экономические, (а в некоторых случаях и политические) ставят свои определённые задачи при решении этих проблем. Ярким примером в решении таких проблем и поставленных для их решения задач может служить почти 80-ти летняя история освоения Ярегского месторождения (рисунок 1). 

Месторождение, открытое в 1932 году Ухтинской комплексной геологоразведочной экспедицией, по тем временам было впечатляющим, вызвало большой интерес в нефтяных кругах и стало предметом рассмотрения в высших органах власти. К решению задачи как заставить нефть «выйти» из пласта при столь низком пластовом давлении, чрезвычайно высокой вязкости, привлекается вся инженерная мысль не только Ухты, но и целой страны. Все сходились в одном – необходимо приблизиться к нефтяному пласту, войти в него, а это возможно при помощи шахт, метода, который имел к тому времени уже двухсотлетнюю историю (с 1745 года на месторождении Пешельбронн (Pechelbronn) , бассейн Рейна, велась промышленная разработка как тяжелой, так и легкой нефти шахтами и скважинами с поверхности).

Рисунок Ярегской нефтешахты

Рисунок 1. Ярегская нефтяная шахта.

Первая шахтная нефть Яреги была добыта в 1939 году. В 1940 году на первой нефтешахте «на гора» поднято 5,9 тыс. тонн нефти, в 1942 г. – 55,9 тыс. тонн, в 1944 г. уже 101,7 тыс. тонн.

Ухтинская система разработки

Рисунок 2. Ухтинская система разработки.

 

Добыча велась по «Ухтинской системе разработки…» (рисунок 2), при которой из горной выработки, находящейся выше продуктивного пласта на 25 метров, бурились эксплуатационные скважины и нефть, за счет энергии пласта, по ним поднималась на этот горизонт и далее откачивалась на поверхность. В 1945 году шахтами Яреги было добыто 157 т. тонн нефти, в 1948 г.- 305, а в 1952 году добыча составила 390 тыс. тонн нефти. В условиях ведения войны, в послевоенный период становления экономики страны, задачи, стоявшие перед инженерами, специалистами, работающими на месторождении были успешно решены. Время меняло условия работы нефтяного пласта, энергия его истощалась, необходимо было решать новые задачи, как увеличить нефтеизвлечение. На основании опытных работ, проведенных в 1951-1953г.г. началось внедрение «уклонно-скважинной системы» разработки, обладающей рядом преимуществ по отношению к «ухтинской…», но она не решила главной задачи – увеличения коэффициента извлечения нефти их пласта. И опять новые проблемы. Достигнутый уровень добычи нефти в объёме 390 т.тонн начал снижаться. Увеличить его было возможно при огромных объемах горных работ, бурения новых подземных скважин, ввода новых площадей в разработку, но это требовало больших затрат, добыча нефти становилась экономически неоправданной. Необходимо было найти «прорывную» технологию, обеспечивающую решение проблем. Такая технология была предложена, опробована и после проведения большого объема опытных работ по тепловому воздействию на продуктивный пласт в условиях шахтной разработки, с 1972 года началось широкомасштабное внедрение (Рисунок 3) «двухгоризонтной системы» термошахтного способа разработки на всех нефтешахтах.

 Двухгоризонтная система разработки

Рисунок 3. Двухгоризонтная система разработки

Талантливыми инженерами Яреги, учёными профильных институтов понадобилось десяток лет для того чтобы остановить падение добычи нефти, найти, испытать, доказать и начать промышленное внедрение нового радикального способа извлечения нефти и, что особо важно, использовать всё то, что было создано на месторождении для добычи нефти прежними системами разработки, и в последующем достичь КИН до 60%. В тоже время были начаты опытно-промышленные работы по тепловому воздействию на пласт с поверхности земли на площадях, не затронутых подземной системой разработки (ОПУ-1- Лыа-ельская площадь) За время проведения ОП работ на ОПУ-1 был достигнут КИН – 35%.

В настоящее время продолжается поиск и совершенствование технологий добычи нефти на месторождении (рисунок 4). Так с 1999 г., на нефтешахтах проводились опытно-промышленные работы по испытанию подземно-поверхностной технологии. За период испытания новой технологии получен достаточный материал для проведения анализа разработки и подтверждена методика расчета технологических показателей разработки по предложенному способу. Данный метод позволил увеличить годовой объём добычи нефти в настоящее время до 690 тыс. тонн без существенной реконструкции мощностей, но с серьёзными отступлениями и не выполнением ОТМ, обеспечивающих заявленные преимущества данного способа, по отношению к существующим. (двухгоризонтная, одногоризонтная, панельная системы) и ту эффективность, ради которой эта технология внедряется.

Поверхностно-подземный способ разработки

1. Шахтный ствол 5. Скважина с поверхности(нагнетательная)
2. Галерея 6. Добывающая скважина
3. Нефтяной пласт 7. Парораспределительная скважина
4. Граница участка  

 Рисунок 4. Подземно-поверхностный способ разработки

В тот же период были начаты опытно-промышленные работы с применением поверхностных технологий, предложенной Л.М. Рузиным, на площадях ранее отработанных по уклонно-скваженной системе, шахтным способом на естественном режиме истощения. Технология предусматривала циклическую закачку пара (пароциклическую обработку) с переводом скважин в конце цикла закачки в режим эксплуатации. Опытные работы велись в границах шахтного поля 2 бис – ОПУ-99, на третий год разработки этого участка появились положительные контуры эффективности этой технологии, По предложениям специалистов института «РосНИПИтермнефть», руководитель Джалалов К. Э., в ходе ОПР в технологию вносятся корректировки, связанные с переводом контурного ряда скважин, после 3-й пароциклической обработки в режим постоянного нагнетания, то есть сочетание пароциклики с площадным вытеснением. К сожалению, «политические» мотивы не позволили продолжить ОПР и получить реальные результаты.

Начиная с 2004 года на одном их участков месторождения осуществляется адаптация к условиям Ярегского месторождения rанадского способа разработки – термо-гравитационного дренирования, сущность которого заключается в разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поверхности.
Эффективность любой системы разработки определяется, безусловно, экономическими показателями – затратами на добычу нефти, темпами отбора и коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Но эффективность системы разработки, по нашему глубокому убеждению, нельзя отрывать от эффективности использования добытого минерального сырья, особенно, такого как Ярегская нефть. История разработки месторождения, история создания и развития Ухтинского нефтеперерабатывающего завода, является ярким примером того, что Ярегская нефть всегда представляла высочайшую ценность, как сырьё для получения особых, уникальных продуктов переработки, говоря экономическим термином «продукции с высокой прибавочной стоимостью». (В качестве примера эффективного использования сырья можно привести карьерный способ добычи нефти из битуминозных песков в Канаде, месторождение Атабаска – ГОК «Синкруд» Q- 3 млн.м3/год синт.нефти и все, что поднято «на гора»,  эффективно перерабатывается в высоколиквидные товарные продукты. Сегодняшние проблемы Ярегского месторождения лежат уже не в плоскости геологических и технологических, а находятся в разряде экономических и политических.

Особенности геологического строения Ярегского месторождения, где в одном продуктивном горизонте сосредоточены большие запасы высоковязкой нефти и огромные запасы титановой руды, сырья для получения целого спектра высокотехнологичных, инновационных продуктов переработки, должны стать определяющими при формировании стратегического подхода к освоению этой природной кладовой, в том числе и системного подхода к определению технологии добычи нефти.

По нашему мнению такой подход должен быть направлен на поиск эффективной системы разработки двух взаимосвязанных полезных ископаемых, а объемы добытой нефти определялись не «пиар-компаниями», с головокружительными цифрами от 3 до 5 млн.тонн годовой добычи, а расчётом экономической эффективности «Предприятия по добычи и переработки высоковязкой нефти», с продуктами, востребованными современным рынком, отнесенными к категории импортозамещающих: трансформаторных, гидравлических, индустриальных масел, специальных белых, медицинских масел, высококачественных дорожных и строительных битумов.

В пределах всей Ярегской площади месторождения под нефтяным старооскольским горизонтом, частично находящимся в настоящее время в разработке, через небольшую аргиллитовую покрышку, средней мощностью 10 метров, расположен рудный афонинский горизонт, где сосредоточены основные промышленные запасы титановой руды (рисунок 5).

Разрез продуктивного пласта

Рисунок 5. Разрез продуктивного пласта

Вывод: Многолетний практический опыт разработки месторождения, детальная изученность продуктивного пласта: его коллекторских свойств и гидродинамических особенностей, научная обоснованность прогноза технологических показателей разработки позволяет исключить любые технологические риски при эксплуатации существующих нефтедобывающих мощностей и их обновлении, а также при вовлечении в разработку новых площадей.

Основной задачей в современных условиях развития и интенсификации добычи высоковязкой нефти, является использование новых технических решений, ключевое звено которых – экономически эффективный механизм доставки теплоносителя к конкретному участку недр, а так же решения по выбору высокотехнологичного оборудования для извлечения нефти. Варианты могут быть различны для конкретных участков месторождения, находящихся на разных стадиях разработки и освоения. По нашей оценке, эта задача сегодня успешно решается внедрением подземно-поверхностной технологии добычи нефти, на площадях ранее отработанных по уклонно-скважинной системе, в том числе и в пределах лицензионного участка ОАО «ЯрегаРуда».

Лицензионный участок ОАО «ЯрегаРуда» расположен в северо-западной части Ярегского месторождения, в пределах шахтного поля 3 бис.

Составной частью проекта комплексного освоения участка месторождения в пределах горного отвода компании, наряду с титановым рудником, обеспечивающим добычу нефтетитановой руды, является производство по добыче нефти термошахтным, подземно-поверхностным способом.

Особенности горно-геологических условий залегания нефтяной и рудной залежей на шахтном поле 3бис, где выше рудной залежи расположен продуктивный нефтяной пласт, в котором балансовые запасы нефти занимают около половины площади рассматриваемого участка, определили основной подход к очередности отработки запасов нефти и руды.

Обоснование технико-технологических решений по эффективной разработке титановой залежи участка месторождения, на этапе подготовке к проектированию, потребовало дополнительного детального изучения геологического строения участка, уточнения физико-механических и деформационных характеристик пород, характера водоносных горизонтов и фактических данных о первоначальной эксплуатации нефтяной залежи участка месторождения. Геомеханическое обоснование сохранности горного массива и оценка его напряженного состояния с учетом параметров основных разрывных нарушений для условий титановой залежи, явилось определяющим фактором необходимости опережающей добычи нефти из вышележащего старооскольского горизонта, так как при опережающей добыче руды, возникает ряд геологических проблем, а именно, нарушение устойчивости массива горных пород при ведении очистных работ, что может привести к обрушению и просадкам вышележащих пород и в конечном итоге нарушить гидродинамическую систему нефтяной залежи.

С целью исключения негативного влияния ведением горных работ по отношению к вышезалегающему нефтяному горизонту с балансовыми запасами нефти шахтное поле рудника разделено на два участка:

 - участок 1 очереди отработки, расположенный в западной части шахтного поля и содержащий забалансовые запасы нефти;
 - участок 2 очереди отработки, расположенный в восточной части шахтного поля и содержащий балансовые запасы нефти.

В период разработки 1-ой очереди рудной составляющей, (в соответствии с проектным сроком отработки 16 лет) отрабатывается нефтяная часть в пределах участка 2-й очереди. (Рисунок 6).

План разбуривания двумя панелями

Рисунок 6. План разбуривания двумя панелями. 

На стадии подготовки «Технологического проекта разработки нефтяной части…» для данного участка месторождения были рассмотрены четыре варианта возможных технологий.

Анализ применяемых на месторождении технологий, прогноз технологических показателей разработки и расчет экономической эффективности по рассмотренным вариантам, в сочетании с особенностью горно-геологических условий залегания нефтяной и рудной залежей в пределах участка, определили наиболее эффективный способ для данного участка недр – подземно – поверхностный. Технические решения, предложенные в проекте, обеспечили возможность добычи нефти из вышележащего старооскольского горизонта с использованием подготовительных горных выработок для добычи титановой руды из нижележащего афонинского горизонта, в сочетании с одновременной добычей титановой руды.

Предложенный способ совместной разработки месторождения титаносодержащих руд и высоковязкой нефти, залегающих в одном пласте, обеспечивает ускорение вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи высоковязких углеводородов, сокращения срока разработки участка и подготовки его к очистной выемке нефтетитановой руды, на этапе 2-й очереди отработки рудной составляющей. (Рисунок 7).

Схема вскрытия рудной залежи 

Рисунок 7. Принципиальная схема вскрытия и подготовки рудной залежи для комплексной разработки на нефть и титан

Сущность способа заключается в следующем: в подкровельном слое рудной части месторождения проходят систему горизонтальных горных выработок для ее подготовки к разработке, из которых проводят восстающие в нижнюю часть пласта высоковязких углеводородов и нарезают в ней галерею. Из галереи бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие разветвлённые скважины. С поверхности бурят вертикальные скважины, в них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие скважины, которые бурят из галереи параллельно добывающим скважинам. Парораспределительные и добывающие разветвлённые скважины бурят из одного места галереи в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости. При бурении подземных скважин, компоновка низа БК комплектуется забойным двигателем (ЗД) - Д85. Транспорт добытой жидкости осуществляется самотеком по канавкам, оборудованным в галереи, далее по восстающим и в горные выработки подкровельного слоя рудной залежи, где обустроена ЦНПС. (Рисунок 6).

Объектом разработки является участок надрудного горизонт D2st общей площадью 77,5 га, с геологическими запасами 2 526 тыс. тонн нефти. Основные технологические показатели разработки, уровни добычи нефти, характеристика фонда скважин, объемы закачиваемого теплоносителя и его параметры обеспечивают достижение КИН равным 54%. 

Нефтетитановая руда, добытая в процессе ведения горных работ, как ГКР и ГПР, так и очистной выемки, выдается на поверхность по наклонному скиповому стволу и далее по конвейерной галерее поступает на обогатительную фабрику. Проектом предусмотрена переработка на обогатительной фабрике 650 тыс. руды в год с содержанием TiO2 -9,82% и нефти -7,55%. В результате флотационного обогащения получают нефтетитановый концентрат с суммарным извлечением двуокиси титана около 90% и нефти – 94%. 

Методом экстрагирования в цехе экстракции с отделением ректификации производится разделение минеральной и органической фаз коллективного нефтетитанового концентрата. При этом в качестве продуктов получаются: 

- лейкоксеновый концентрат;
- обезвоженная экстракционная товарная нефть.

Заключение:

Опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти позволяет уверенно прогнозировать возможность распространение технологий на новые, ещё не вовлеченные в разработку аналогичные месторождения высоковязких нефтей и природных битумов. Использование описанного способа совместной разработки титаносодержащих руд и высоковязкой нефти позволяет более высокими темпами подготовить участки совместного залегания нефти и руды к очистной выемке титановой руды, а метод экстракции нефти из нефтетитанового концентрата обеспечивает достижения КИН более 90%.