Усинское поле: основни характеристики и характеристики на технологиите

2024 Автор: Howard Calhoun | [email protected]. Последно модифициран: 2023-12-17 10:19

Усинское находище е в експлоатация от 1977 г. Разработването му се извършва при много трудни геоложки условия, свързани с характеристиките на находището. Резервоарната течност се отнася до трудновъзстановими течности, тъй като има необичайно висок вискозитет. Въпреки това през последните десетилетия високовискозните масла се считат за основен резерв на световното производство. Техните запаси в Русия, според различни оценки, варират от 30 до 75 милиарда тона, като повечето от тях се намират във Волго-Уралския регион. Ето защо, въвеждането на подобрени технологии за извличане на нефт за такива резервоари стана особено актуално.

Къде е Усинското поле?

Усинско нефтено находище се намира в североизточната част на едноименния регион в Република Коми. Районът му обхваща Печорската низина и басейна на река Колва (десния приток на река Уса). Най-близкият град е Усинск. Местоположението на Усинското нефтено находище на Лукойл е свързано с преходна природна зона от тундрата към тайгата. Климатът тук е рязко континентален, средната годишна температура е -25 °C. През зимата термометърътпада до -55 °С. Релефът на тази област е ниска, силно блатиста равнина с издигнати хълмисти райони.

Транспортните комуникации включват железопътна, речна навигация и доставка с хеликоптер. Нефтопроводът Возей-Ярославъл беше положен през територията.

Има и находище с подобно име - Мало-Усинското поле, което се намира в южната част на Еловския район, в Пермска област, близо до село Малая Уса. Свързва се с девонските и долно-средните визейски слоеве.

Кратко описание

Това находище е ограничено до Тимано-Печерския нефтено-газов басейн, който е от стратегическо значение в горивната индустрия на Северозападна Русия. Той е един от най-големите в тази нефтена и газова провинция. Близостта до пазарите за продажби също играе важна роля.

Усинското поле е гънка от скали от антиклинален тип, чийто размер е с дължина 51 km, а дебелината на седиментната покривка е около 7-8 km. Нефтени находища се намират на дълбочина от 1 до 3,4 км. По отношение на добив на вода находището е в късна фаза на разработка, а размерът на изчерпаните запаси е едва 7,7%. Южната и западната част на находището практически не са обхванати от производствени сондажи.

Скалите, открити от най-дълбокия сондаж при издигането на антиклинала (5000 m), принадлежат към отлаганията от периода на Долния Силур. Проучените находища се характеризират с теригенни отлагания от среднодевонската система (основниизточник на производство), горния перм, както и визейския, серпуховския и фаменския етапи, които са изцяло разположени в карбоно-долнопермския комплекс.

Прогнозни резерви

Балансовите запаси, чието разработване в момента е икономически осъществимо, възлизат на около 960 млн. т. Усинското нефтено находище е най-голямото в Република Коми. Добивът на петрол върху него осигурява повече от една трета от общото количество въглеводороди, изследвани в този предмет на Руската федерация.

Този обем, според предварителните изчисления, трябва да е достатъчен до 2030 г. При допълнително проучване е възможно увеличаване на запасите. Операторът на това поле е Лукойл.

Литология

Долнодевонски отлагания в полето Усинск са представени с 3 участъка (дебелината им е посочена в скоби):

• по-ниско (>1050 m);
• средно (<175 m);
• горен (909-1079 m).

Те са съставени от следните видове скали:

• calc-clay;
• marls;
• карбонатни глини;
• доломити;
• анхидрити с междинни слоеве от глини и мергели.

Визейският етап се състои от глини, в горната му част започва дебела поредица от карбонатни скали, която съдържа залежи от високовискозно масло.

Свойства на маслото

Нефтът от находището Усинск има следните характеристики:

• плътност - 0,89-0,95g/cm3;
• съдържащи сяра съединения – 0,45-1,89%;
• динамичен вискозитет - 3-8 Pa∙s (тежки, високовискозни образуващи течности);
• максимално съдържание на смолисти вещества - 28% (северна зона на находището);
• съдържание на порфирини под формата на ванадиев комплекс - до 285 nmol/g (повишено).

Химичният състав е доминиран от следните съединения:

• наситени въглеводороди: алкани, гонани и хопани;
• арени: нафталин, о-дифениленметан, фенантрен, тетрафен, флуорантен, пирен, перилен, хризен, бензфлуорантени, бензпирени.

Концентрацията на определени видове въглеводороди варира в цялата площ на полето. И така, в южната му част се разкрива най-голямото количество карбоксилни киселини, а в северната част - минималното. Нефтът от това находище обикновено се характеризира с високо съдържание на металопорфирини и органични киселини.

История на откриването

Находището в района на Усинск е открито през 1963 г. През 1968 г. е получен мощен фонтан от дълбочина около 3100 m (проучвателен кладенец № 7), който произвежда 665 тона нефт на ден. Лекото масло е произведено в суперхоризонта на Серпухов през 1972 г. Според геоложката структура това находище първоначално е било класифицирано като просто.

До 1985 г. учените установиха, че участъкът на полето е по-сложен, тъй като има зонални промени в условията (ерозия и прекъсвания в утаяването), което причинява резки промени в дебелината на продуктивните слоеве и различни видове интервали. Тектоничната активност на отделните зони предизвика появата на вертикаларазбиване, което също затруднява разработването на находището.

През 1998 г. геоложката структура на находището е ревизирана. В някои райони е установено отсъствие на наслояване под формата на изблици на плантарни води. Също така геолозите са установили развитието на сгради от рифов тип. Сводестата част на Усинското поле в ранния пермски период се издига в топографията на морското дъно.

Изображенията за структурата на депозита непрекъснато се променяха с появата на нова информация. Сеизмичните проучвания през 2012 г. показаха наличието на голям брой тектонски разломи – пукнатини. Най-често са вертикални и понякога групирани в 3-4 системи. Пукнатините в карбонатните скали не се ограничават до контактната зона на два слоя, а преминават през няколко от тях наведнъж.

Високото вертикално раздробяване и слабото шистово уплътнение на долнопермското находище причиниха загубата на лека въглеводородна фракция и допринесоха за образуването на нефтено находище с висок вискозитет.

Производство

Тъй като резервоарната течност на Усинското находище има необичайно висок вискозитет, нейното производство по традиционни методи (пръчковидни, центробежни кладенци и други методи) е трудно. До 1990 г. налягането в резервоара спадна до критично ниво. За решаването на този проблем бяха поканени специалисти от швейцарската компания TBKOM AG. През 1991 г., съвместно с OAO Komineft, е създадено предприятието Nobel Oil, чието ръководство въведе технологията за изместване на нефт с пара на находището. Това направи възможно увеличаването на извличането на течност от резервоара с 4пъти.

На територията на находището се използват и изпитват различни методи за разработване на находище - пробиване на наклонени и хоризонтални кладенци, методът на термогравитационно отводняване на резервоара, парна циклична обработка, комбинирано инжектиране с химически реактиви. Въпреки това, при съществуващата дебелина на формацията, тя не може да бъде напълно покрита от термично излагане. Само около 20% от обема на петролните запаси се покриват от инжектиране на повърхността и парни цикли.

През 2002 г. Nobel Oil фалира. Компанията е изкупена от OAO Lukoil.

Анализ на добива на това находище показва, че средно 2 пъти повече нефт е добит от наводнени кладенци, отколкото сред тези, които са спрени поради ниско налягане в резервоара или спад в производителността. В последния случай прекратяването на експлоатацията настъпва преди завършване на разработването на покрити резервоари. Това се дължи на ниската им пропускливост, която може да бъде подобрена чрез изкуствена термична обработка.

Термична обработка

Термогравитационният метод е тестван преди около 30 години в Канада. Принципът му е да загрява резервоара с гореща пара, така че маслото с висок вискозитет да стане подвижно като обикновеното масло.

В традиционния вариант кладенци за добив и инжектиране се пробиват в съседни точки. В Усинското находище тази технология беше променена - ударът беше направен от противоположни кладенци в противоположни точки.

Впръскване на пара в такава схемапробити по-високо от производството. В него непрекъснато се изпомпва пара. Образува се един вид разширяваща се парна камера. На границата си парата попада в кондензат и под въздействието на гравитацията се влива в долната зона на производствения кладенец.

Термоеластичното разширение на резервоарната течност се случва при температури в диапазона от 200-320 °C. В допълнение към парата, в резервоара се генерира голямо количество въглероден диоксид, което допринася за изместването на нефт. Благодарение на този процес добивът на петрол от кладенците се увеличава с 50%.

Прием на вода

Поради наличието на голям запас от инжекционни парни инсталации в района на находището има голяма нужда от прясна вода. Осигурява се от водоприемника Южни на нефтено находище Усинск, където се извършва подготовката, съхранението и разпределението на течността.

През 2017 г. стартира изпълнението на проекта за техническо преоборудване на водохващането. Обновени са техническите съоръжения, пречиствателните съоръжения, тръбопроводната система, изградена е нова дизелова електроцентрала. Модернизацията на това съоръжение ще увеличи техническите възможности и ще увеличи добива на петрол в Усинското находище.