Читать книгу: «Современное производство битума. Технологии и оборудование», страница 5

Спирали в углях и битумах

Закручивание по спирали – одно из удивительнейших свойств окружающего нас мира. Оно обнаруживается практически на всех уровнях организации материи: от двойной спирали молекулы ДНК до спиральных галактик, в одной из множества которых приютилась земная цивилизация. Спиралью закручиваются раковины беспозвоночных, по спирали размещаются семена подсолнечника, по спирали плетет паутину паук, спиралью смотрится атмосферное чудовище нашей планеты – смерч [21].

Результаты изучения одной спиральной системы, впервые обнаруженной в каустобиолитах – горючих ископаемых, представляющих собой богатые органическим веществом горные породы и соединения как угольного, так и нефтяного рядов.

В мезозойских отложениях ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна встречаются высокоуглеродистые образования со специфическими структурно-вещественными неоднородностями двух морфологических типов. Аналоги одного из них известны в угольной геологии как глазковые отдельности [21].

Что касается второго типа неоднородностей, имеющих форму правильных уплощенных спиралей, то их описания невозможно найти в литературе и это дает основание полагать, что они до сих пор неизвестны геологам [21].

Рис. 12.1. Глазковые образования в ископаемых углях.

Что известно о глазковых образованиях в углях? Поверхность скола ископаемых углей иногда имеет своеобразный рельеф, ассоциирующийся с рассеянными на плоскости глазками. Такую отдельность классики угольной геологии и назвали глазковой (рис. 12.1). Форма глазков круглая, эллиптическая и существенно отклоняющаяся от геометрически правильной. Судя по литературным материалам и музейным экспонатам, размер поперечного сечения глазков варьирует от долей миллиметра до дециметров. Глазковая отдельность чаще встречается в витреновых углях (с блестящими прослоями, состоящими из гелифицированного вещества), но обнаруживается и в других их разновидностях [21].

В одной из витрин Центрального научно-исследовательского геологоразведочного музея во Всероссийском геологическом институте (ВСЕГЕИ) выставлены сапропелевые углибогхеды с дециметровыми «глазищами» (рис. 2) [21].

Рис. 12.2. Глазковая отдельность в антраксолите Онежского синклинория (месторождение Шуньга) [21].

При характеристике таких неоднородностей в угольной геологии нередко используется термин «раковистый излом». В музейном образце просматривается очень сложная скульптура поверхности скола угля. Центральный геометрически правильный круг окаймляется рельефно выделяющимся валиком, и этот валик закручивается в спираль, которая распространяется почти на всю площадь штуфа.

Сходный характер излома наблюдается не только в углях фанерозоя, но и в твердых битумах нижнепротерозойских шунгитоносных пород в Карелии, в пределах Онежского синклинория (рис. 3) [21].

Рис. 12.3. Глазковое образование в сапропелевом угле – богхеде. Из коллекции Центрального геологоразведочного музея ВСЕГЕИ. Длина образца 20 см [21].

Там подобную отдельность в антраксолите именуют раковистым изломом в виде концентрических кругов. Жемчужников и Гинзбург заметили, что размещение глазков в углях контролируется одной или двумя системами параллельных трещин. По их мнению, глазки – своеобразные поверхности раскалывания весьма однородного угольного вещества. При этом имеют место явления аналогичные происходящим при отрывании кусков вара или полутвердой смолы. В соответствии с изложенной версией авторы считают, что глазки – производные тектонических напряжений и образуются в зонах растяжения в исключительно однородном угле [21].

После работ Жемчужникова и Гинзбурга глазковые образования пристального внимания естествоиспытателей не привлекали. Проведенное макроскопическое исследование штуфов угля подтверждает, что глазковые образования характеризуются круглыми и эллиптическими формами, но при очень внимательном осмотре образцов в них обнаруживаются и спиралевидные структуры. Круги и эллипсы, фиксируемые на плоских сколах, в трехмерном пространстве соответствуют шарам и трехосным эллипсоидам. Такие формы характерны для широко распространенных в различных породах и рудах структурно-вещественных неоднородностей, называемых оолитами и пизолитами. Они имеют ярко выраженное концентрически зональное строение [21].

Глазки в углях – их аналоги, сложенные черным макроскопически однородным, но в действительности не одинаковым по составу углистым материалом. Косвенное подтверждение предложенной версии – оолитоподобные образования в шунгитоносных породах Карелии. В шлифах (рис. 4) в черном углеродистом веществе – антраксолите контрастно выделяются светлые пятна, сложенные кварцем [21].

Рис. 12.4. Оолитоподобные образованиями кварц-углеродистого состава в шунгитоносных породах Онежского синклинория (Максовское месторождение) [21]

Диаметр этих кварц-углеродистых оолитов варьирует от сотых долей миллиметра до нескольких сантиметров. Мы постараемся показать, что глазковые образования в каустобиолитах хранят обширную информацию о происходивших в недрах процессах, и лишь незначительную ее долю нам удалось прочитать с помощью довольно простых инструментов. Глазковые образования в угле васюганской свиты. В Западной Сибири угли с глазковой отдельностью обнаружены в разрезе васюганской свиты. В общей стратиграфической шкале она охватывает келловейский ярус среднего отдела и оксфордский ярус верхнего отдела юрской системы [21].

На площади одного из нефтяных месторождений в Широтном Приобье разведочная скважина на глубине 3069,5—3077,0 м вскрыла пачку переслаивающихся серых алевролитов и светло-серых тонкозернистых песчаников. На глубине 3069,9 м среди светло-серых алевролитов залегал прослой (0,1 м) темно-серых углистых алевролитов с тонкими (3—8 мм) слоечками блестящего витренового угля (рис. 5 а). В подстилающих породах встречаются субвертикальные нитевидные углистые включения, похожие на корневую систему древних растений [21].

В послойном сколе штуфа витренового угля, сохранившего крупные углефицированные фрагменты листьев юрской растительности, широко развиты глазковые (рис. 5 б,в) образования в виде кругов диаметром до 6—7 мм с рельефно выделяющимися концентрическими неровностями [21].

Круги отделены друг от друга кривыми и прямолинейными микротрещинами. Световые блики, создавая оптический шум, не позволяют рассмотреть тонкие детали поверхностной скульптуры излома. Однако палеонтологи давно научились избавляться от световых бликов напылением на поверхность фоссилий окиси магния. После такой обработки глазков в них отчетливо проявились не только круговые, но и спиральные узоры (рис. 12.5 г) [21].

Рис. 12.5. Глазковые образования в угле васюганской свиты [21]:

а – положение прослоя углистых пород в разрезе; б – глазки в плоскости наслоения блестящего витренового угля; в – то же, но после напыления оксида магния; г – спиралевидный глазок. Западная Сибирь, скважина 150, глубина 3069,9 м

Спирали интересны тем, что имеют по два, иногда по три плотно закрученных «рукава». В аншлифе, взятом из зоны контакта угольного прослойка с подстилающим углистым алевролитом, в УФ-излучении наблюдалась слабая коричневато- красная люминесценция, характерная для витринита (рис. 12.6) [21].

Рис. 12.6. Зона контакта глазкового угля (1) с подстилающим углистым алевролитом (2) [21]:

а – в УФ-лучах видны петлеобразные нитевидные включения битумной природы в алевролите; б – изображение в отраженных электронах. Западная Сибирь, скважина 150, глубина 3069.9 м. Увел. 70

Такой же характер люминесценции имеет и растительный детрит в подстилающем алевролите. Но в последнем кроме гелифицированного детрита довольно широко развиты и петлеобразные нитевидные включения, люминесцирующие беловато-зеленовато-желтым цветом. Такие нити устойчиво локализуются на границах зерен с контрастно отличающейся прочностью и связаны с микротрещиноватостью. Скорее всего, они заполняют флюидопроводящие микротрещины в породе и имеют битумную природу [21].

В отраженных же электронах лучше проявлена структура алевролита. Минеральные обломки в нем представлены калиевыми полевыми шпатами, кислыми плагиоклазами и в подчиненном количестве кварцем и вулканическими породами. Кроме того, в алевролите встречены редкоземельные фосфаты и кристаллики рутила [21].

С помощью микроанализатора определен полуколичественный химический состав угольного вещества (масс. %): C – 56,68; O – 7,06; S – 0,69; Ti – 0,47. Сумма этих компонентов не превышает 65%. Ее дефицит объясняется неточностью анализа и отчасти отсутствием данных по легким элементам (водороду, азоту и др.), которые не поддаются определению этим методом [21].

Спирали в битуме баженовской свиты. Она представляет собой волжский ярус верхнего отдела юрской системы и привлекает повышенное внимание геологов по многим причинам [21].

Во-первых, слагающие ее углеродисто-слюдистые сланцы в одних случаях демонстрируют свойства флюидоупора, защищая залежи углеводородов от разрушения, а в других геологических обстановках вмещают уникальные нефтяные залежи, тем самым показывая полярно противоположные (коллекторские) качества [21].

Во-вторых, углеродистое вещество этой свиты служило исходным материалом для углеводородных флюидов, формирующих нефтегазовые месторождения Западной Сибири. Сами высокоуглеродистые породы баженовской свиты образовались не без участия углеродсодержащих флюидов [21].

В углеродисто-слюдистых сланцах баженовской свиты довольно часто обнаруживаются онихиты – крючки, размещавшиеся на щупальцах древних головоногих (скорее всего, белемнитов), арагонит-кальцитовые ростры которых часто присутствуют в позднеюрских породах. Размеры крючков, рассеянных в баженовских сланцах, изменяются от нескольких миллиметров до 5—5,5 см. В баженовской свите можно увидеть крючки, всегда выполненные твердым битумом. Подобные скелетные элементы (крючья и клювы) живых головоногих сложены хитин-протеиновым комплексом [21].

Эти крючки, по существу, представляют собой битумные зооморфозы по хитин-протеиновым скелетным остаткам. Они обладают гладкой или слегка шероховатой поверхностью (рис. 12.7 а). В продольных сколах битумных зооморфоз нередко обнаруживаются образования, похожие на глазки (рис. 12.7 б, в) [21].

Рис. 12.7. Битумные онихиты в углеродисто-слюдистых сланцах баженовской свиты [21]:

а – гладкая поверхность онихита; б – глазковая отдельность битума, слагающего биоморфозу; в – деталь скола с глазковой отдельностью. Месторождение Дружное, скважина 161р, глубина 2856,0 м

Первое изображение подобного орнамента в битумном онихите было приведено в коллективной монографии в 1986 г., в которой они именуются «круглыми асфальтовыми образованиями внутри полости онихитес». Эти образования диаметром от долей до 3—3,5 мм аналогичны тем, которые описал Жемчужников. Но при покрытии поверхность скола оксидом магния, то наблюдается более сложную морфологию глазков [21].

На рис. 12.8. видно, что они имеют форму спиралей. Каждая же спираль состоит из двух или трех плотно закрученных «рукавов».

Рис. 12.8. Спиральный орнамент в битумной зооморфозе, проявившийся после напыления оксидом магния [21]:

а – скол битумного онихита; б – деталь скола со спиралями; в – спираль с двумя ветвями. Скважина 308р, глубина 2926,9 м

Примечательно и то, что довольно плотно упакованные плоские спирали отделены друг от друга трещинками. Микрозондовым анализатором определен следующий химический состав (среднеарифметическое по 12 определениям, масс. %) битума со спиралевидными неоднородностями: C – 72,36; O – 7,74; S – 3,42; Cl – 0,23; Ti – 1,45; V – 0,24. Сумма 85,49% [21].

Битум, выполняющий зооморфозу, по элементному составу существенно отличается от угля из васюганской свиты. Он характеризуется более высокими концентрациями углерода (на 15%), серы (почти в 5 раз), титана (в 5 раз), а также устойчивым присутствием ванадия и хлора, концентрации которых в углях находятся ниже порога чувствительности использованного метода [21].

В УФ-излучении спирали показывают неоднородную люминесценцию в коричневато-красных тонах (рис. 12.9.).

Рис. 12.9. Неоднородность спирали в отраженных УФ-лучах. Длина поля 1,2 мм [21]

В отраженных ультрафиолетовых лучах при большом увеличении проявляется еще одно важное свойство основной виток осложнен структурой следующего ранга (рис. 12.10.), обнаруживая признаки самоподобия. На эти элементы фрактальности изучаемых спиралей обратим особое внимание и к ним еще вернемся [21].

Рис. 12.10. Концентрическая и радиальная неоднородности в витке спирали, проявленные в УФ-лучах. Длина поля 0,24 мм [21].

Генезис спиралей в каустобиолитах. Глядя на рис. 12.8, показывает степень принадлежности спиралей к биогенным образованиям. На первый взгляд их можно даже ошибочно принять за раковины некоторых фораминифер [21].

На рис. 12.9. приведен онихит с неровным сколом, в котором хорошо видна локализация спиралей под поверхностью битумной зооморфозы. О том же свидетельствуют и наблюдения авторов коллективной монографии, утверждающих, что подобные образования находятся внутри. Отсюда следует, что спирали не могут принадлежать любым бентосным организмам, поселяющимся на поверхности твердого субстрата, которым могли служить упавшие на дно крючки умерших головоногих [21].

Не оставлены без внимания и другие биогенные версии: спирали как вероятные домики паразитирующих организмов или спирали как структурная особенность живых тканей древних головоногих [21].

На шести керновых образцах определена довольно устойчивая положительная корреляционная связь максимальных диаметров кругов и спиралей с толщиной крючка, выполненного высокоуглеродистым веществом. При толщине битуминизированного онихита менее 0,5 мм диаметр спиралей не превышает 1 мм, при толщине около 1 мм максимальный внешний диаметр плоских спиралей достигает 1,5—2,0 мм, а в образце крупного онихита, длина которого составляет 5,5 см, а толщина – около 2,5 мм, внешний диаметр спиралей равен 3—3,5 мм. В прослойке угля от 3 до 3,5 мм максимальный диаметр кругов и спиралей возрастает до 6—7 мм. Устойчивая положительная корреляция диаметров кругов и спиралей с толщиной вмещающего их высокоуглеродистого тела свидетельствует о тесной генетической связи размера спирали с какими-то свойствами вещества, из которого они состоят [21]. Поэтому следующей нашей задачей стал поиск таких свойств вещества ископаемых онихитов. В 2009 г. три испанских кристаллографа из Австралийского университета экспериментально получили кристаллические структуры, которые, если использовать биологический термин, мимикрируют под биоморфы [21].

Экспериментируя с растворами карбонатов и силикатов, они показали, что причина возникновения самоорганизующихся кристаллических систем, иммитирующих биогенные структуры, – спонтанные флуктуации pH раствора на границе с растущим твердым кристаллом. Открытие сотрудников Австралийского университета не дает ответа на решаемую природную загадку, но показывает направление дальнейшего поиска [21].

В качестве классических примеров самоорганизующихся структур обычно приводят гидродинамическую (вихри Бенара) и химическую (реакцию Белоусова—Жаботинского). Их изучению посвящены тысячи статей. Волновой рисунок химической реакции Белоусова—Жаботинского, который обусловлен колебательным изменением концентраций меняющего валентность катализатора, имеет разнообразные конфигурации, включая спирали и концентрические круги (рис. 11 а,б) [21].

Возможно изучаемые спирали в каустобиолитах относятся к былым флуктуирующим диссипативным системам, волновой рисунок которых оказался «записанным» на страницах геологической летописи. В теории углеобразования важная роль отводится концепции гелификации – обязательного промежуточного процесса углеобразования, который трансформирует растительное вещество в гель. Или, как сказано в «Геологическом словаре», это «процесс остудневания лигниноцеллюлозных тканей растений, приводящий в пределе к их превращению в бесструктурное коллоидное вещество – гель» [21].

В связи с обострением экологических проблем сейчас интенсивно ведутся работы по изучению гелей с целью их использования для очистки воды от токсических веществ. В качестве сорбентов широко используются оксигидратные гели, представляющие собой нерастворимые соединения – оксигидраты переходных элементов: циркония, ниобия, иттрия, железа, редкоземельных элементов и др [21].

Всего лишь несколько лет назад профессор Челябинского (ныне Южно-Уральского) государственного университета Ю. И. Сухарев открыл, что эволюционные процессы в этих гелях имеют автоволновой характер, напоминающий автоколебания в реакции Белоусова—Жаботинского, но механизм автоколебаний в них иной [21].

Для решения поставленной задачи важно то, что протекающие по автоволновому механизму процессы структурообразования в оксигидратных гелях приводят к формированию трех типов структур: спиралевидных, сферических и кристаллитных [21].

Если в геле энергия водородной связи на равновесном расстоянии составляет 0,1—0,3 от энергии кулоновских взаимодействий, то происходит образование спиральных структур. При понижении этого соотношения возникают сферические структуры, а его повышение обеспечивает образование упорядоченных структур кристаллитного типа [6]. Приготовив гель оксигидрата иттрия осаждением аммиаком нитрата иттрия, Сухарев с помощниками наблюдали самопроизвольно образующиеся спиралевидные структуры в процессе медленной сушки. При формировании оксигидратных гелей возникают эффекты дилатансии, происходит электрофоретическое распределение гелевых частиц. Кроме того, на структуру геля влияют электрические и магнитные поля [21].

В многочисленных экспериментах, меняя те или иные характеристики среды, Сухарев добивался направленного структурирования геля. В результате он получал спирали с разными свойствами и различного диаметра, от видимых под электронным микроскопом до наблюдаемых невооруженным глазом (рис. 12.11.) [21].

Рис. 12.11. Спиральные (а) и концентрические (б) узоры волн в химической реакции Белоусова-Жаботинского и спиральные системы [6] в оксигидратных гелях (в, г) [21]

На огромном экспериментальном материале этот исследователь установил даже зависимость шага спирали от pH среды. В гелях, синтезированных в щелочной среде (pH = 10,15), шаг спирали меньше, чем в кислой, что находит свое объяснение в фундаментальных свойствах коллоидов [21]. Сухарев подчеркивает фрактальность спиралевидных структур в оксигидратных гелях: спираль состоит из более мелких спиралей, которые, в свою очередь, сложены еще более мелкими спиралевидными частицами. Это свойство структурообразующих компонентов в оксигидратных гелях перекликается с отмеченными в предыдущем разделе элементами самоподобия и в изучаемых спиралях. Волновой характер эволюционных процессов пока что наиболее изучен в оксигидратных гелях [21].

Однако не обнаружено подобных исследований в области органических гелей, но открытые Сухаревым нелинейные системы скорее всего могут характеризовать не только оксигидратные, но и любые другие гели, в том числе и органические [21]. Спирали в каустобиолитах – это запечатленные на страницах геологической летописи диссипативные пространственно- временные структуры, эволюционировавшие в далеком прошлом в процессе структурообразования органических гелей. Не исключено, что такие структурные неоднородности геля ответственны за появление глазковых образований при расколе каустобиолитов. Они же обусловливают морфологически сходный излом «при отрывании кусков вара или полутвердой смолы», на который указывают Жемчужников и Гинзбург [21].

Парагенетическая связь глазков с системами трещин никак не противоречит предлагаемой генетической модели. Дело в том, что трещины образуются не только при тектонических напряжениях. Они возникают и по причине синерезиса – самопроизвольного уменьшения объема геля при его старении. Поскольку морфологические особенности глазков зависят от свойств геля, в котором они рождаются, то изучение этих неоднородностей, включая морфологические характеристики, сулит получение новых знаний об условиях формирования каустобиолитов [21].

Основные технологии разработки природных битумов и тяжелых нефтей

Есть многие методы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, отличаться чем технологический и экономический характеристиками. Пригодность той или иной методов разработки обусловлено геологическим постройкой и требованиями залегания пластов, физико-химическими признаками пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими факторами. Относительно их можно подразделить на трех группах [1]:

 
– карьерный и шахтный методы разработки;
– «холодные» методы добычи;
– тепловые технологии добычи.
 

При карьерной технологии разработки (рис. 1) открытым методом добывают насыщенную битумную породу. Вероятно, использование этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. В этом методе разработки капитальные и эксплуатационные затраты на месторождении небольшие, потом извлечения породы следует организовать вспомогательные работы по получению из неё углеводородов, гарантирует высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85% [1].

Шахтная производства могут быть в двух моделях: очистная шахтная – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность (рис. 2) и шахтно-скважинная – с проводкой горных выработок в над пластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках.

Очистной-шахтный технология применяется до глубин 200 метров, но имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнении со скважинными технологиями. Большой объем проходки по пустым породам уменьшается рентабельности метода, который в данный момент экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов [1].

Рис. 1. Карьерная разработка [1]:

1 – лопата; 2 – бульдозер; 3 – самосвал; 4 – экскаватор; 5 – приемный бункер; 6 – питатель; 7 – грохот; 8 – щековая дробилка; 9 – конвейер; 10 – транспортировочный жёлоб; 11 – молотковая дробилка; 12 – грохот; 13 – погрузчик

Рис. 2. Схема разработки шахтным способом

В разработке шахтно-скважинный технология используется на более значимых глубинах (до 400 м.), но имеет низкий показатель нефтеотдачи и требуется большого количества бурения работ по пустым породам. Для повышения темпов добычи тяжелых нефтей и природных битумов и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт. Термо-шахтный технология используется на глубинах до 800 м, имеет высокий показатель нефтеизвлечения (до 50%), но более сложенным будет в управлении, сравнение с шахтный и шахтно-скважинный методами. Больше всего распространённым примером шахтно- скважинной разработки залежей тяжелых нефтей является разработка Ярегского месторождения [1].

Более продвинутым технологиям является «холодным» добычи тяжелой нефти, прежде всего, может быть отнесен метод «CHOPS», который предполагает добычу нефти вместе с песком за счет разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте условий для течения смеси нефти и песка. Использование метода CHOPS не требует больших инвестиционных средств на обустройство и обеспечивает незначительное эксплуатационные расходов, но показатель нефтеотдачи не превышает 10%. Технология не используется для добычи битумов и месторождений с подошвенной водой [1].

Кроме того среди распространённом методов «холодных» добычи тяжелых нефтей и битумов с применением растворителей есть так называемый VAPEX технология (рис. 3) – закачивается растворитель в пласт в режиме гравитационного дренажа. Это технология воздействия предполагает применение пары горизонтальных скважин. С помощью закачки растворителя в верхнюю из них, формируется камера- растворитель (углеводородные растворители, а также этан или пропан). Нефть разжижается с помощью диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под воздействием гравитационных сил. Процент извлечения нефти этим технология доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки [1].

Рис. 3. AREX технология

«Холодные» технологий разработки залежей тяжелой нефти также не лишены недостатков. Среди них ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Таким образом многих исполняемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействие на пласт [1].

Имеющие традиционные тепловые методы разработки нефтяных месторождений можно группировать в три группы: внутрипластовое горение, паротепловая обработка призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей – пара или горячей воды (неизотермическое вытеснение).

Исполняется внутрипластовое горение постоянным сжиганием нефти в пласте. Очаг горения, инициируемый разными глубинными нагревательными приборами (электрическими, химическими), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. В пласте в зоне горения достигается увеличению температуры до 500—700° С, из-за экзотермическому окислению [1].

Вязкость нефти уменьшается под воздействием высокой температуры, случается термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Из пласта нефть извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды. Бывает вариация этого метода разработки – влажное внутрипластовое горение, которое изготовляется путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. Вместе с тем ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти [1].

Самым используемыми распространёнными методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов являются паротепловые обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителей. В течение паротепловой обработки призабойной зоны скважины содержится в периодической закачке пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин [1]. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется неоднократно в течении стадии разработки месторождения. Лишь потому, что паротепловому влиянию подвергается только призабойная зона скважины, процент нефтеизвлечения для такой технологий разработки останется невысоким (15—20%). Считается очередным из дефектов метода повышенная энергоемкость процесса и поднятие объема попутного газа [1]. В этой причине, главном ПТОС используется как дополнительное влияние на призабойную зону скважины при реализации процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.

Паротепловое влияние на пласт представляет собой неизотермическое вытеснение нефти теплоносителем. Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что содействует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. Как рабочих агентов могут применятся горячая вода, пар, горячие полимерные растворы и т. д. [1].

Для отечественной нефтяной промышленности является сильно важными поиск и создание более новейших, идеальных технологий создавать залежей тяжелых нефтей и битумов, не обращая внимание на собранный опыт в области тепловых методов влияние на пласты. Как со строением соединено «нетрадиционных» запасов нефти, так и с потребностью более полной выработки запасов углеводородов при довольно большой продуктивности их добычи. Как уже написано выше, более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Запасы тяжелой извлекаемых нефтей довольно превышают геологические ресурсы природных битумов. Для создание таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения надо новейшие тепловые методы, превосходящие по действительности уже обычные технологии паротеплового влияние [1].

Среди этих технологий может явиться парогравитационный дренаж (SAGD) (рис. 4), который до сегодняшнего времени в мире проявивший себя как очень продуктивный метод добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании этот метод требует бурения двух горизонтальных скважин, параллельно расположен одним за другим, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина применяется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитационного влияние начинается со стадии предпрогрева, в течение которой создаются циркуляции пара в обеих скважинах [1].

Вместе с тем за счет кондуктивного переноса тепла совершающийся разогрев зоны пласта по середине добывающей и нагнетательной скважинами, уменьшается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На главной стадии добычи добывается уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за различие плотностей, проникающие к верхней части продуктивного пласта, реализуя растущею в размерах паровую камеру. Всегда происходящий процедура теплообмена на поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин, в следствие которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Увеличение паровой камеры вверх следует до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а потом она начинает расширяться в стороны [1].

Вместе с тем нефть находится постоянно в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Значит, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения [1].

Рис. 4 – Метод добычи тяжелой нефти SAGD:

1 – паронагнетательная скважина, 2- нагнетание пара в пласт, 3 – нагретая нефть стекает вниз, 4 – добыча нефти