Эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Введение. Узбекистан, страна, находящаяся на перекрестке Европы и Азии, в последние годы активно развивает свой энергетический сектор, в том числе нефтегазовую отрасль. Нефтегазовой отрасли Узбекистана более 100 лет, и она является одной из старейших в мире. Она берет свое начало с конца ХIХ века, когда была начата промышленная разработка нефтяных залежей в Ферганской долине. Хотя еще в средние века на территории современного Узбекистана было известно о естественных выходах нефти на дневную поверхность, которую добывали и использовали в различных целях. Устюртский регион, который геологически относится к Туранской плите, – это полупустынное плато в Центральной Азии, расположенное между Каспийским морем на западе и Аральским морем на востоке, включая бывшую акваторию Аральского моря. В западной ее части расположен Казахстан, а в восточной – Узбекистан Решаемой проблемы и вопроса. В настоящее время на территории Узбекистана известно пять нефтегазоносных регионов с доказанной продуктивностью - Устюртский, Бухаро-Хивинский, Юго-Западно-Гиссарский, Сурхандарьинский и Ферганский. Плато Устюрт представляет собой плоскую, малорасчлененную равнину, расположенную в пределах абсолютных высот 150-260 м. Широкий и плоский вал, являющийся продолжением мангышлакских возвышенностей, называемый Карабаурским, занимает центральную часть Устюрта и протягивается на 200 км. К северу от Карабаура находится крупная впадина Барсакельмес. Южнее Карабаура расположена впадина “Развитие науки и технологий” Научно-технический журнал №6/2025 5 Техника, технология ва жиҳозлар Ассакеаудан, постепенно сочленяющаяся с Туаркырской зоной поднятий. На севере Устюрта расположены Косбулакская и Самская впадины, которые к югу граничат с зоной Актумсукского поднятия, сочленяющегося на юге с Барсакельмесским прогибом. Вся поверхность плато Устюрт сложена преимущественно морскими неогеновыми (сарматскими) карбонатными породами. С начала своего континентального развития эта территория не подвергалась воздействию водотоков, пустынная обстановка с резко выраженным субаэральным режимом слабо сказалась на формировании рельефа. Наибольшие изменения первоначального характера рельефа выразились в создании плоских и неглубоких бессточных впадин типа Барсакельмес, Ассакеаудан, Сарыкамыш, относительная глубина которых составляет 50-100 м В их пределах по состоянию нынешний годах открыто более 295 месторождения углеводородного сырья. Из них: в Устюртском регионе - 22 месторождения; в БухароХивинском регионе - 178; в Юго-Западно-Гиссарском регионе - 18; в Сурхандарьинском регионе - 14; в Ферганском регионе - 32. Бухаро-Хивинском регионе открыт новые месторождение высоковязкие нефти и битума «Янги Узбекистан». С запасом битумной нефти месторождения «Янги Узбекистан» оцениваются в размере около 100 млн тонн. Максимальный годовой уровень добычи битумной нефти прогнозируется в размере 1 млн тонн к за год. Для обеспечения уровня добычи битумной нефти запланировано бурение 1500 скважин в год. Успехи геологоразведочной службы в Устюртском регионе стали основой для постепенного наращивания ежегодной добычи УВ, которая достигла своего максимального значения в 7,506 млн. т у. т. в 2020 г Эксперимент и анализ полученных результатов. Для изучение и оценивание характеристики месторождения первой поисковой бурение скважины было начато в мае 2021 года. Буровые работы проводятся на границе Самаркандской и Навоийской областей, глубина оценочно-эксплуатационных скважин составляет от 400 до 750 метров. В ходе бурения были вскрыты пласты гравелитов и песчаников альбского, сеноманского и туронского возрастов. Все имеющие флюидов вище сказанном, пластах оказались насыщены нефтью, сверхвязкой нефтью и битумом. Всего за период с 1999 по 2021 гг. в Устюртском регионе открыто 20 месторождений УВ. Начальные запасы этих месторождений по состоянию на 01.01.2022 г. составили более 520 млн. т у. т. или 81,9% от общих запасов по Устюртскому региону. В целом по величине запасов УВ месторождения разделились следующим образом: четыре крупных месторождения (Бердак-Шимолий Бердак, Шаркий Бердак, Сургил и Арслан) с долей запасов УВ в количестве 74,9% (389,4 млн. т у. т.) от суммарных по Устюртскому региону, четыре средних (Дали, Тиллали, Инам, Куйи Сургиль) с долей запасов УВ в количестве 14,7% (76,5 млн. т у. т.) и 12 мелких месторождений (Джел, Шагырлык, Сайхун, Арал, Западный Арал, Шеге, Кызыл-Шалы, Бескала, Аралык, Кушкаир, Западный Куйи Сургиль, Куйи Шаркий Бердах) с долей запасов УВ в количестве 10,4% (54,0 млн. т у. т.). Накопленная добыча (по состоянию на 01.01.2022 г.) в объеме 66,6 млн т у. т или 49,5% от суммарной по региону (134,6 млн. т у. т.) числилась за крупными месторождениями. Доля накопленной добычи Устюртского региона от республиканской на тот период составляла 4,1% [1]. Сверхтяжёлые высоковязкие нефти и природные битумы рассматриваются сегодня как важный дополнительный источник углеводородов в мире. Их разведанные ресурсы сопоставимы, а по некоторым оценкам даже превышают запасы традиционных лёгких нефтей. Сверхвязкие нефти характеризуются аномально высокой плотностью (920–1000 кг/м3) и вязкостью (десятки тысяч мПа·с), повышенным содержанием смол, асфальтенов, серы и металлов. Эти свойства осложняют добычу, транспортировку и переработку таких нефтей, требуя применения специальных технологий. “Фан ва технологиялар тараққиёти” Илмий техникавий журнал №6/2025 6 Техника, технология и оборудования По стратиграфическим комплексам запасы УВ располагались следующим образом: в отложениях верхней юры - 26,1%, в отложениях средней юры - 59,6%, в отложениях нижней юры - 14,2% и в отложениях палеозоя - лишь 0,1%. (Рис.2.) На третьем этапе (1999-2021 гг.) долевое участие стратиграфических комплексов в накопленной добыче УВ составляло: из верхнеюрских отложений – 61,6%; из среднеюрских отложений – 35,6%, из нижнеюрских отложений – 2,7% и из палеозойских отложений – 0,1%. Опытная эксплуатация Ярегского месторождения была начата в 1935 г. с дневной поверхности скважинами, расположенными по сетке 75 × 100 м. Однако из-за низкого (не более 2%) коэффициента нефтеотдачи с 1939 г. были вынуждены перейти к шахтной технологии с бурением технологических (рабочих) скважин через 15—25 м из подземных горных выработок. В результате извлечение высоковязкой нефти повысилось лишь на 4%. Дальнейший опыт промышленной эксплуатации с помощью шахтной дренажноскважинной технологии показал, что коэффициент нефтеотдачи продуктивного пласта оказался довольно низким. Поэтому в последующей истории разработки Ярегского месторождения нефти вязкостью (12,5—15,3) · 103 МПа · с дополнительно были применены различные инновационные способы интенсификации с различной величиной достигаемой нефтеотдачи (Табл. 1). Таблица 1. Основные показатели различных способов разработки месторождения Время применения, гг. Расстояние между сква жинами, м Средняя величина нефтеотдачи, % Скважинами с дневной поверхности 1935—1944 75—100 1,8 Способ разработки Дренажный шахтный на естественном режиме 1939—1974 12—25 6 Термошахтный 1968—2008 10—20 50—55 Термоэлектроскважинный* 2003—2008 15—20 65—78 Открытый способ* 2007 - 80 Скважинно_открытый способ* 2008 25—50 90 Термооткрытый способ* 2008 20—35 98 В целом, способы подземной добычи природных битумов можно подразделить на рудные и шахтно-скважинные. При рудном способе насыщенная битумом горная порода извлекается на дневную поверхность. Впоследствии в заводских условиях битум экстрагируется растворителями, паром или горячей водой (зачастую — с добавкой поверхностно-активных веществ). В частности, в Татарстане такой способ более 40 лет использовался на Шугуровском месторождении при добыче битумов из битумоносных песчаников. При шахтно-скважинном способе добычу углеводородного сырья осуществляют с помощью системы горных выработок, сооруженных в битумоносном пласте и пробуренных из них нефтесобирающих скважин. Тяжелые нефти и природные битумы характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими значениями плотности и вязкости. Газы, содержащиеся в нефти, понижают её вязкость. Однако большое содержание газов повышает упругость паров нефти, и требуются дорогостоящие мероприятия по предотвращению потерь от испарения. Твердые парафины и церезины хорошо растворяются в нефти, образуя истинные молекулярные растворы, причем с уменьшением температуры плавления парафина растворимость его в нефти возрастает. “Развитие науки и технологий” Научно-технический журнал №6/2025 7 Техника, технология ва жиҳозлар Основные факторы Связанные со свойствами Связанные со Технологически свойствами продуктивного е факторы пласта Вязкос Количества технологических скважин Трешиноватость Объемы ( ) Пористос Расположение технологических скважин Содержание смол. асфальтенов и ф Проницаемос Глубина Расположение горных Дисперсност Мощност Удельный Характер обработки продуктивного Нефтенасыщенно Межфазовое натяжение Количество подаваемого активного агента (горячей воды, пара, наложение электромагнитного поля) Теплоёмкость Теплопроводност Рис.1. Группировка основных факторов, определяющих эффективность шахтного освоения месторождений высоковязкой нефти. В таблице 2 приводятся некоторые сведения о свойсвах нефти месторождений Узбекистана. На структурно механические свойства и вязкость нефти огромное влияние оказывают твердые парафины. Твердый, чистый парафин представляет собой белую кристаллическую массу, не растворимую в воде, но хорошо растворимую в бензоле. Температура плавления индивидуальных твердых парафинов лежит в пределах 22-85оС. смеси твердых углеводородов, имеющие довольно высокую молекулярную массу и включающие в себя в преобладающих количествах высококипящие кристаллические углеводороды, в том числе нафтеновые ароматические и изопарафины, получили название церезинов с температурой плавления 65-90оС [2]. Месторождения «Янги Узбекистан» характеризуется экстремально высокой вязкостью и плотностью. По лабораторным данным, её динамическая вязкость достигает около 138 000 мПа·с при 50 °С, а при пластовых температурах (~20–30°С) возрастает до миллионов мПа·с, что фактически соответствует неподвижному битуму. Плотность нефти варьирует в пределах 0,98–1,0 г/см³. Групповой состав отличается низким содержанием лёгких фракций (насыщенные углеводороды ~9%, ароматические ~24%) и высоким содержанием смол и асфальтенов (в сумме около 67%). “Фан ва технологиялар тараққиёти” Илмий техникавий журнал №6/2025 8 Техника, технология и оборудования Таблица 2. Физико-химические свойства нефти Содержание компонентов, % Месторождение Температура застывания,оС Смолы силикагелевые Плотность кг/м3 Асфальтины Парафин Сера Кокс Кокдумалак 873 -10 2,09 2,90 7,4 3,8 4,68 Северный Уртабулак 877 -18 3,25 2,30 4,90 5,7 10,30 Крук 868 -19 1,25 0,25 3,60 8,0 9,60 Южный Аламышик 849 +5 - 0,58 2,50 21,3 10,30 Андижан 858 +7 0,26 1,50 4,37 13,4 8,60 Амударья 998 +24 9,30 4,90 8,90 6,6 59,20 Ляльмикар 958 +18 3,60 9,80 3,25 2,2 27,80 Коштар 937 +28 8,10 4,80 5,03 6,2 23,90 Кокайты 954 +17 4,25 8,80 4,76 1,4 30,90 Миршади 961 +4 3,40 8,35 13,83 7,8 38,69 Варык 869 +10 - 0,96 3,12 12,3 14,00 Ханкыз 894 +20 - 2,08 5,29 11,5 17,60 Северный Сох 847 +6 0,08 0,62 3,54 4,4 13,50 Массовая доля серы достигает 8–8,5%, азота — около 2,5%, кислорода — ~2%. Эти показатели указывают на глубокую деградацию органического вещества и подтверждают принадлежность к природным битумам. Дополнительным осложняющим фактором является высокая обводнённость скважинной продукции (98–99%) [3]. Мировые ресурсы тяжелых и битуминозных нефтей значительно превышают запасы легких нефтей и оцениваются в количестве 750 млрд тонн. Наиболее крупными запасами располагают Канада (386 млрд тонн, из которых 25 млрд тонн извлекаемые) и Венесуэла (335 млрд тонн, из них 70 млрд тонн извлекаемые), значительные запасы также имеют Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. Вопрос освоения ресурсов таких нефтей особенно актуален сейчас, в связи со снижением в последнее время объемов прироста запасов кондиционных нефтей. Тяжелые нефти и природные битумы характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов, смолисто-асфальтеновых веществ, высокой концентрацией металлов и сернистых соединений, высокими значениями плотности и вязкости, повышенной коксуемостью, что приводит к высокой себестоимости добычи, практически невозможной транспортировке по существующим нефтепроводам и нерентабельной, по классическим схемам, нефтепереработке [4]. Добыча тяжелых высоковязких нефтей при помощи технологий для обычных нефтей ведет к низкой нефтеотдаче и потере ценных попутных компонентов, что оборачивается недополученной прибылью и наносит вред экологии. Доведение исходного сырья до требуемого качества достигается разбавлением более легкой нефтью или переработкой до получения так называемой синтетической нефти. Иногда для транспортировки тяжелых высоковязких нефтей строятся специальные трубопроводы с подогревом, что также увеличивает издержки производства. “Развитие науки и технологий” Научно-технический журнал №6/2025 9 Техника, технология ва жиҳозлар Рис.2. Комбинированные методы воздейства на призабойной зону пласт Ввиду высокой вязкости, месторождение станет одним из самых высокотехнологичных не только в Республике Узбекистан, но и в регионе Центральной Азии. Для добычи углеводородов компанией SEG к проекту уже привлечен ряд международных нефтесервисных компаний. SEG– нефтегазовая компания, на долю которой приходится около 80% добычи нефти в Республике Узбекистан. Общий объем добычи в 2021 году составил 498,9 тыс. т. нефти. Газа – 401 млн. м3. За 2021 год компанией на внутреннем рынке реализовано свыше 285 тыс. тонн дизтоплива и более 209 тыс. тонн автобензина различных марок. В компании работают свыше 3300 сотрудников. Производственные цеха расположены в г. Карши, г. Мубарек и г. Андижан. Продукцией нефтяных скважин на начальной стадии освоения месторождения являются нефть и попутный нефтяной газ (нефтяной газ). По мере увеличения срока разработки месторождения нефть обводняется минерализованной, в основном хлористыми солями, водой. В результате продукцией нефтяных скважин становятся водонефтяная эмульсия (ВНЭ) и нефтяной газ. Вместе с нефтью из скважин на поверхность выносятся и механические примеси. Их количество в общей массе добываемой нефти незначительно — в среднем не более 0,1 % масс. Но, так как диаметр механических примесей редко превышает 10 мкм, их поверхность контакта с добываемой нефтью оказывается чрезвычайно большой. Это обстоятельство на промыслах часто отрицательно влияет на технологический процесс подготовки нефти. Кроме этого, в добываемой продукции содержатся и такие вещества, как хлорорганические соединения, метил и этилмеркаптаны, сероводород и др., при контакте с которыми нефтепромысловое сероводород и др., при контакте с которыми нефтепромысловое оборудование подвергается коррозионному износу с последующими отрицательными технологическими, экономическими и экологическими последствиями. Поэтому в процессе сбора, транспорта и подготовки нефти на промыслах применяют технологии по снижению или предотвращению коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования, являющие ся одним из основных факторов снижения вредного воздействия на окружающую среду и стабильного ведения целенаправленных технологий разделения продукции скважин на составляющие фазы: нефть, минерализованную воду, нефтяной газ и при необходимости механические примеси и соли. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям. “Фан ва технологиялар тараққиёти” Илмий техникавий журнал №6/2025 10 Техника, технология и оборудования Экономически целесообразной и возможной добыча тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов представляется только благодаря развитию и применению эффективных технологий их переработки с получением товарных нефтепродуктов с высоким отличием рыночной цены от себестоимости. Что позволит окупить дорогостоящие технологии их добычи, многократно превышающие аналогичные затраты при добычи кондиционных нефтей. Разработка и внедрение новой технологии разработки высоковязких нефтей и природных битумов - проблема довольно узкая и, наверное, эта технология последние 15 лет развивается интенсивно. Сегодня запасы катастрофически уменьшаются и увеличиваются запасы высоковязких нефтей и природных битумов. Кроме того, огромные запасы разных нетрадиционных углеводородов, таких как сланцевая нефть, так называемая "недозрелая нефть" в том числе и матричная нефть, т.е существует масса видов нефти, которая сегодня не разрабатывается. В основном они залегают в так называемых слабопроницаемых коллекторах. Сегодня используют такие особенные методы как методы с катализаторами это фактически подземное облагораживание или подземная частичная нефтепереработка прямо в пласте. Добыча таким методом тоже существует и развивается и, конечно, они найдут свое применение. Ритэк применяет термогазовый метод. Лабораторные испытания показали, что при температуре 350 градусов и давлении 200 атмосфер из одного кубического метра породы можно получить до 80 литров нефти и 60 кубометров газа. Механизм заключается в том, что в вертикальную нагнетательную скважину поступает водовоздушная смесь, начинается окислительный процессы и температура повышается. В результате чего вода испаряется и переходит в пар, образуется нефтяной вал, который вытесняет нефть и образующиеся газы в добывающей вертикальной скважине [5]. Существует несколько разновидностей внутрипластового горения: это сухое, влажное и сверхвлажное, которое отличается количеством закачиваемой воды. Сухое горение более высокотемпературное, однако влажное считается лучшим, так как происходит более эффективное распределение тепла, которое позволяет увеличить скорость продвижения фронта горения, снизить расход воздуха, а также уменьшить концентрацию сжигаемой нефти в пласте. Вывод. Сегодня даже при разработке месторождений не хватает девонской нефти, чтобы разбавлять эти битумы и закачивать их в трубу. Уже некоторые компании не принимают нефтепродукты с вязкостью больше определенного уровня. Будет создаваться некоторый реактор, модель которого уже существует. Также есть и лаборатория при нем. Сейчас не представляется, возможно, видеть, как все это движется и происходит. На первых порах основа для создания лаборатории уже есть. Анализ динамики прироста запасов УВсырья в пределах Устюртского региона свидетельствует о том, что основной их положительный скачок приходится на годы, когда осуществлялась разведка или окончательный подсчет запасов на крупных по запасам УВ месторождениях: Устюртского региона прирост запасов на крупных по запасам УВ таких как (Шахпахты, Урга, Сургил, Шаркий Бердак, Бердак-Шимолий Бердак и Арслан) составляет 77,1%. Аналогично выглядит и динамика добычи УВ-сырья, которая напрямую зависит от величины по запасам УВместорождений, находящихся в разработке. Здесь отмечены четыре разновеликих пика роста показателя добычи УВ за весь период разработки месторождений Устюртского региона. Библиографические ссылки: 1. Абдуллаев Г.С., Богданов А.Н., Эйдельнант Н.К. Месторождения нефти и газа Республики Узбекистан. - Ташкент, Изд-во «Zamin Nashr», 2019. - 820 с. 2. Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. – Тюмень: Вектор–Бук, 2004. – 237 с. “Развитие науки и технологий” Научно-технический журнал №6/2025 11 Техника, технология ва жиҳозлар 3. Чуйкина Д.И., Серебренникова О.В., Стасьева Л.А., Фореро Р. Асеведо. Изучение влияния нефтевытесняющих композиций на состав и свойства высокопарафинистых нефтей // Известия Томского политехнического университета. – 2011. – Т. 319. – № 3. – С. 121–124. 4. Жумаев К.К., Туракулова М.К. Методы разработки высоковязкой нефти// "Теория и практика современной науки" №3(45) 2019. -С. 126-129. 5. Чуйкина Д.И., Серебренникова О.В., И.В. Русских, Е.В. Гулая, Л.Д. Стахина, П.Б. Кадычагов. Влияние нефтевытесняющих композиций на распределение углеводородов в системе нефть–водная фаза в лабораторных испытаниях // Известия Томского политехнического университета. – 2012. – Т. 321. – № 3. – С. 171–174. Яхяев Нодир Шарифович – Доцент кафедры «Нефтегазовое дело» Бухарского государственного технического университета. Тел(+99891) 444-19-86 Email: yansh007@mail.ru ДЕЗОДОРАЦИЯЛАШ ЖAРAЁНИ ГИДРОДИНAМИКAСИНИ ЯХШИЛАШДА СЕКЦИЯЛАРГА АЖРАТИШ ИСТИҚБОЛЛАРИ Назаралиева Н. Наманган давлат техника университети. Аннотация. Мазкур мақолада сузувчи насадкалар иштирокида пахта мойини дезодорациялаш жараёнининг математик модели ишлаб чиқилган. Моделлаштиришда MatLab Simulink дастури ёрдамида мойдаги ва буғдаги енгил учувчан компонентларнинг вақт давомида концентрацияси ҳамда ҳарорати қандай ўзгариши таҳлил қилинди. Жараённи чуқурроқ ўрганиш учун асосий математик тенгламалар ва уларнинг амалий қўлланилиши келтирилди. Олинган натижалар асосида дезодорациялаш жараёнининг оптимал параметрларини аниқлаш имконияти яратилган. Калит сузлар: дезодорациялаш, сузувчи насадка, математик модель, енгил учувчан компонентлар, буғ сарфи, модда алмашиниш жараёни, сув буғи, инерт газ, контакт юза, пахта мойи. PROSPECTS OF SECTIONING IN IMPROVING THE HYDRODYNAMICS OF THE DEODORATION PROCESS Nazaralieva N. Namangan state technical university. Abstract. This article presents the development of a mathematical model for the deodoration process of cottonseed oil using floating nozzles. The modeling was carried out using the MATLAB Simulink software, which allowed for the analysis of the time-dependent changes in the concentration and temperature of light volatile components in both liquid and vapor phases. Fundamental mathematical equations and their practical applications are provided. Based on the results, the optimal process parameters for the deodoration system were determined. Keywords: deodoration, floating nozzle, mathematical model, light volatile components steam consumption, mass transfer, process, water steam, inert gas, contact surface, cottonseed oil. ПЕРСПЕКТИВЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ В УЛУЧШЕНИИ ГИДРОДИНАМИКИ ПРОЦЕССА ДЕЗОДОРАЦИИ Назаралиева Н. Наманганский государственный технический университет. Аннотация. В данной статье разработана математическая модель процесса дезодорации хлопкового масла с использованием плавающих насадок. В ходе моделирования с помощью программы MatLab Simulink проведен анализ изменения концентрации и температуры летучих компонентов в масле и пшенице во времени. Для более глубокого изучения процесса приведены основные математические уравнения и их практическое применение. На основании полученных результатов удалось определить оптимальные параметры процесса дезодорации. Ключевые слова: дезодорация, плавающая насадка, математическая модель, легкие летучие компоненты, расход пара, процесс массообмена, водяной пар, инертный газ, поверхность контакта, хлопковое масло. “Фан ва технологиялар тараққиёти” Илмий техникавий журнал №6/2025 12