Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Vapex добыча нефти


Метод парогравитационного дренажа (SAGD) (адаптировано)

Разработка залежей тяжелых нефтей и природных битумов

В последнее время перспективы развития нефтяной отрасли связываются с разработкой месторождений тяжелых нефтей [heavy oils] и природных битумов [natural bitumens]. Пристальный интерес к месторождениям тяжелой нефти и природных битумов вполне объясним постоянным ростом цен на углеводородное сырье [hydrocarbons], постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти [light crude oil], а также развитием технологий добычи «нетрадиционных» нефтей [unconventional oils].

Большая часть мировых запасов тяжелой нефти находятся в Канаде, Венесуэле и России. Добыча нетрадиционной нефти требует нетрадиционного уникального подхода. Существуют различные способы разработки залежей [methods of extraction] тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Условно технологии и способы можно разделить на три группы:

  • карьерный [open-pit method] и шахтный [mining method] способы разработки;
  • так называемые «холодные» способы добычи [cold recovery methods];
  • тепловые методы добычи [thermal recovery methods].

Естественно, что применимость той или иной технологии обусловливается геологическим строением [geology] и условиями залегания пластов [structure of formations], физико-химическими свойствами [physical and chemical properties] пластового флюида [formation fluid], состоянием и запасами углеводородного сырья, климатическими, географическими условиями и др.

Идея использования высокой плотности [high density] битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия [thermal recovery] впервые была реализована на Ярегском месторождении [Yarega oil field], которое разрабатывается так называемым шахтно–скважинный способом [mining and oilwell method].

С середины 80-х годов XX века благодаря огромным инвестициям в научно-исследовательские проекты в области тепловых методов, а также с развитием технологии горизонтального бурения [horizontal drilling] в Канаде была разработана технология парогравитационного воздействия с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Технология SAGD стала промышленным стандартом разработки запасов битума на территории Канады.

Технология парогравитационного воздействия SAGD

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин [horizontal wells], расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины [net oil thicknesses] вблизи подошвы пласта [formation bottom]. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Длина горизонтальных стволов [horizontal wellbores] достигает 1000 м. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара [steam injection] в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры [high-temperature steam chamber].

Процесс парогравитационного воздействия [steam-assisted gravity development] начинается со стадии предпрогрева [preheating], в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляция пара [circulation of steam] в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла [conductive heat transfer] осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами [production well and injection well (producer and injector)], снижается вязкость нефти [oil viscosity] в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь [hydrodynamic communication] между скважинами.

На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта [reservoir], создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела [interface] паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена [heat transfer], в результате которого пар конденсируется [condensates] в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести [gravity].

Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта [formation top], после чего она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла [heat loss] минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Развитие технологии SAGD

Первый пилотный проект SAGD был отработан канадскими разработчиками на крупнейшей в мире залежи природных битумов – на песчаниках [sandstone] Атабаска [Athabasca] в Канаде. В течение первой стадии проекта в 1988 году было пробурено три пары скважин с длиной горизонтального участка 60 м. В этих скважинах была отработана классическая схема парогравитационного дренажа. КИН [recovery factor (Rf)] по элементу составил 50%, а накопленное паронефтяное соотношение [cumulative steam oil ratio] не превысило 2,5, что подтвердило экономическую рентабельность проекта. На следующей стадии проекта в 1993 году была начата коммерческая разработка залежи [commercial field development] тремя парами скважин с длиной горизонтального участка 500 м. Для мониторинга процесса разработки была пробурена 21 наблюдательная скважина [observation wells], оборудованная термопарами [thermocouples] и пьезометрическими датчиками давления [piezometric pressure sensors].

В другой крупнейшей по запасам тяжелых углеводородов стране Венесуэле первый пилотный проект SAGD был запущен в декабре 1997 года. Результаты опытных работ показали, что разработка залежей высоковязкой нефти [high viscosity oil] (10 000–45 000 мПа·с) новым методом повышает КИН до 60% по сравнению с 10% при циклической паротепловой обработке [cyclic steam stimulation] скважин.

В России испытание метода парогравитационного дренажа проводится с 1999 года на Ашальчинском месторождении [Ashalchinskoye field] (Республика Татарстан).

Существует несколько ключевых проблем, которые компании, использующие технологию SAGD, должны преодолеть, чтобы достичь рентабельности технологии. Это:

  • Достижение максимальной энергоэффективности [energy efficiency];
  • Оптимальный процесс разделения нефти и воды [oil-water separation];
  • Очистка воды для повторного использования [reuse] в производстве пара.

Эффективное использование реагентов [chemicals] – основное условие успешного решения этих проблем.

Одним из перспективных направлений повышения эффективности проектов SAGD с технологической, экономической и, что немаловажно, с экологической точки зрения является использование углеводородных растворителей [hydrocarbon solvent]. За последние годы был разработан целый ряд модификаций SAGD:

  • Vapour Extraction (VAPEX) – извлечение нефти посредством парообразного растворителя [vapor solvent],
  • Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD) – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя,
  • Solvent Aided Process (SAP) – процесс с добавкой растворителя,
  • Steam Alternating Solvent (SAS) – чередование закачки пара и растворителя.

А также другие менее известные модификации. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на 3 группы:

  • технологии, в которых пар полностью заменяется растворителем;
  • совместное нагнетание пара и растворителя;
  • последовательная (циклическая) закачка пара и растворителя.

Необходимость модификаций SAGD обусловлена стремлением улучшить экономические показатели проектов, учесть конкретные геолого-физические условия [geophysical conditions] месторождения, а также жесткими требованиями в области охраны окружающей среды [environment protection requirements]. Проекты SAGD являются крупнейшими потребителями пресной воды [fresh water] в регионах добычи, а плата за выбросы парниковых газов [greenhouse gas emission] при производстве пара уже в обозримом будущем может стать весомой статьей затрат.

Преимущества и недостатки технологии

Преимущества технологии парогравитационного дренажа: высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) – при благоприятных условиях достигает 75%; процесс добычи нефти происходит непрерывно [continuously]; баланс между получением пара в условиях забоя и потерями тепла, как результат – максимальные объемы извлечения; оптимальный суммарный паронефтяной коэффициент [cumulative steam oil ratio].

Недостатки технологии парогравитационного дренажа: значительная часть себестоимости добычи нефти связана со стоимостью парогенерации; требуется источник большого объема воды, а также оборудование по подготовке воды [water treatment facilities], имеющее большую пропускную способность [capacity]; для эффективного применения технологии требуется однородный пласт [homogeneous formation] сравнительно большой мощности [thickness].

Оригинал статьи

apschool.ru

Моделирования технологий извлечения тяжелой нефти, природных битумов

Добрый день, коллеги! Помогите разобраться в каком софте лучше всего проводить моделирование добычи и нтенсификации притока по тяжелым углевородам (матричной нефти):

Интересует в каких софтах реализованы технологии:

«SAGD»

В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой. Скважины бурятся через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Расстояние между двумя скважинами, как правило, составляет 5 метров. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

«CHOPS»

Метод «CHOPS» предполагает добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка .

«VAPEX»

VAPEX метод – закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил.

THAI

Один из вариантов горения называется Toe-to-HeelAirInjection (THAI™). THAI сочетает в себе вертикальную подачу воздуха с горизонтальной скважиной. Первые три месяца пар подается по вертикали для обогрева горизонтальных скважин и подготовки резервуара вокруг вертикальной скважины. После первых трех месяцев, сжатый воздух подается в вертикальные скважины и горение начинается. Сочетание высокого атмосферного давления и высокой температуры, как правило, приводит к самовозгоранию образования, но в некоторых случаях в скважину опускаютт электрические обогреватели или пропановые факелы для создания зон высокой температуры и ограниченного объема вокруг скважины. Когда добавляют сжатый воздух, горение начинается немедленно.

 

www.petroleumengineers.ru

Влияние термических и каталитических методов добычи на состав и свойства извлекаемой нефти Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

УДК 622.276

А. И. Хамидуллина, Д. А. Ибрагимова, С. М. Петров, З. Р. Закирова

ВЛИЯНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ И КАТАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДОБЫЧИ НА СОСТАВ И СВОЙСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ НЕФТИ

Ключевые слова: акватермолиз, Thai-Capri, SAGD, VAPEX.

Рассматриваются каталитические методы апгрейдинга нефти по качеству, составу и вязкости, методы Thai-Capri, SAGD,VAPEX, акватермолиз, адсорбционное удаление асфальтенов из нефти на различных наноча-стицах оксидов металлов. Учитываются решения возможных проблем при добыче нефти и битуминозных

Keywords: aquathermolysis, Thai-Capri, SAGD, VAPEX.

We consider upgrading oil catalytic methods for quality, composition and viscosity methods Thai-Capri, SAGD, VAPEX, akvatermolysis, adsorptive removal of asphaltenes from the crude oil at different metal oxide nanoparticles. Taking into account the decision of possible problems in oil and tar sands.

В настоящее время развитие нефтяной промышленности РФ обусловлено состоянием ее минерально-сырьевой базы углеводородного сырья, значительную часть которой составляют трудноизвле-каемые запасы, такие как высоковязкие нефти, природные битумы и нефтеносные пески. Актуальность технологий добычи тяжелых нефтей и природных битумов растет, так как запасы этих ресурсов превышают запасы обычной (легкой) нефти. Транспортировка и обработка тяжелой нефти осложнена из-за высокой вязкости и ухудшенного состава нефти. Поэтому разрабатываемые в настоящий момент технологии большей частью обращены на снижение вязкости (апгрейдинг нефти). В своей статье мы хотим остановиться на каталитических методах ап-грейдинга нефти по вязкости и составу, т. е. улучшение выхода светлых, уменьшение содержания ас-фальтосмолистых компонентов и уменьшение вязкости. Рассматриваются методы Thai-Capri, SAGD, VAPEX, N-Solv, CCS и акватермолиз.

Многие ученые считают, что асфальтены являются ответственными за многие проблемы, связанные с освоением тяжелыхвысоковязких нефтей. Nasaar и др[5,6] исследовали адсорбционное удаление асфальтенов из тяжелых растворов нефти на различных типах наночастиц оксида металлов. Результаты показали, что значительное количество асфальтенов адсорбировалось на наночастицах в течение очень короткого времени. Исследования этих ученых показали, что различные наночастицы проявляют эффективность в каталитической паровой газификации адсорбированных асфальтенов. Данные полученные этими учеными могут быть применимы для освоения нефтеносных песков, потому что удаление асфальтенов адсорбцией и его последующей газификацией каталитическим паром позволит улучшить качество нефти. Таким образом, этот процесс является экономически эффективным и экологически чистым методом, который существенно сокращает выбросы газов, а так же производит ценные конечные продукты.

Следующий метод - парогравитационный дренаж (SAGD), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный

способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через неф-тенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры. Процесс парогравитацион-ного воздействия начинается со стадии предпрогре-ва, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтена-сыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения [7].

Несмотря на то, что на сегодняшний день технология SAGD является самым успешным термическим процессом увеличения извлечения нефти, используемая на битуминозных песках и тяжелых нефтяных пластах, она обладает следующими недостатками:

1. Необходимы большие объемы воды (на 0,16 м3 битума приходится 1,1 м3 воды).

2. Около 25 м3природного газа необходимо для выработки 1 м3 битума [8].

песков.

Один из «холодньк» методов добычи битума предполагает вместо закачки пара - обработку битума в пласте растворителем (метод УЛРБХ) -закачка растворителя в пласт в режиме гравитаци-оннного дренажа. В этом способе используются пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи низки [7].

Все эти методы имеют два существенных недостатка:

• достаточно высокая себестоимость получаемой нефти;

• ущерб, наносимый окружающей среде в процессе добычи.

Новая технология к-8о1у, представляющая собой модифицированный метод закачки растворителя в пласт, позволяет увеличить добычу нефти из нефтеносных песков, снизить себестоимость нефти и свести воздействие на окружающую среду к минимуму.

В технологии м-8о1у в качестве растворителя используется природный газ (пропан), что требует значительно меньше энергии по сравнению с использованием пара. Растворитель нагревают до невысокой температуры (~50°С) и закачивают в нефтеносный песок. Растворитель разлагает битум. Самые тяжелые компоненты битума остаются под землей, а более легкая нефть и растворитель, пригодный для повторного использования, поднимаются наверх. Кроме того, масса получается менее вязкой, чем при традиционном подземном способе, и ее можно сразу транспортировать по нефтепроводу.

Сама идея использовать газ в качестве растворителя для извлечения нефти была предложена в 70-х годах прошлого века. Но из-за низкой скорости процесса растворения битума по сравнению со скоростью движения газа в пласте технология оказалась не применимой. Развитие современных технологий добычи позволили довести идею до практически реализуемого и коммерчески привлекательного метода разработки.

Использование технологии горизонтального бурения скважин, адаптированной для использования в нефтеносных песках, позволило увеличить площадь контакта с породой и соответственно ускорить процесс растворения битума, а также увеличить темп отбора нефти. Модернизация самой технологии к-бо1у посредством нагревания растворителя, а также очистки его от примесей метана позволило значительно повысить эффективность процесса. Было выяснено, что присутствие метана в пласте значительно ухудшает процесс теплообмена на границе растворитель-битум. А использование чистого растворителя, нагретого до умеренной температуры, обеспечивает очень эффективный механизм по удалению метана из пласта.

Испытание технологии на битумных залежах Атабаски показало значительно более высокую

эффективность метода N-solv по сравнению с методом VAPEX, а также довольно широко используемым методом8ЛОБ.

Технология N-Solv - это «чистая» технология разработки битумных песков:

• нет необходимости в использовании воды;

• значительно снижает выбросы парниковых газов (на 85%)

Технология N-Solv обеспечивает практическую применимость для разработки залежей тяжелой нефти и природного битума:

• подходит для выработки маломощных коллекторов;

• для начала добычи требуются меньшие капиталовложения;

• не требует дальнейшей модернизации и адаптации;

• требования к агенту закачки ниже по сравнению с технологией SAGD [9].

Следующий метод Toe-to-HeelAirInjection' является новой технологией добычи ВВН и ПБ путем горения с вертикальной воздухонагнетательной скважиной и горизонтальной добывающей (THAI). Грейвс и Кся [10] в своей работе подробно описывают технологию THAI. Этот процесс основан на принципе сгорания в пласте малой части нефти за счет чего происходит добыча и мобилизация тяжелой и неподвижной части нефти. Главной особенностью является то, что используется горизонтальная добывающая скважина вместо вертикальной добывающей скважины.

Кся и др. [11] пишут, что термический крекинг тяжелой нефти, происходящий во время процесса, не только помогает нефтеотдаче, но также дополнительно улучшает свойства нефти. Исследования показали, что такие проблемы, как сжигание больших объемов природного газа для производства пара и обработки огромного количества воды можно избежать с технологией THAI. По исследованиям Ричарда, Филиппа и Эмиля [12] 85% исходной нефти можно восстановить с THAI по сравнению с OOIP для SAGD и CSS 40-50% и 20-25% соответственно. Кся и др. [11] наблюдали значительное сокращение в нефти тяжелых металлов, как Ni и Va, и агрессивных элементов, таких как сера.

Метод THAI-CAPRIразработан нефтяным научно-исследовательским институтом (PRI) [11, 13].Целью их исследования былоулучшение свойств тяжелой нефти путем кольцевого размещения катализатора вокруг перфорированной горизонтальной добывающей скважины. Этот каталитический реактор показан на рисунке 1. Реакция термического крекинга происходит в зоне подвижной нефти и кокса. Подвижная зона нефти и кокса содержит воду (пар), нефть и газы горения, так же монооксиды углерода и небольшое количество непрореагировав-шего кислорода.

Как полагают Hajdo, Hallam, Vorndran [14], источником водорода являются реакции газификации и конверсии водяного пара.

Таким образом, по мнению Вайсмана и Мура [15,16] THAI-CAPRI создает идеальные условия для каталитического улучшения свойств нефти.

Фрснт гашнпшш Хаподхи ХЪр^^прлЕжщггю

гор Het™ И® 7ÏÎK3IÔÏ ] -; ' Ь

лась при некаталитическом горении в присутствие воды.

Воздух к вода ДЛЯ ЕСТфЫЮа

Колыггвэй от-иш^тор

Рис. 1 - СхемапроцессаТЫА1-САРМ

Некоторые возможные реакции обогащения в процессе THAI-CAPRI были описаны Xia и Grives [11]:

а) термический крекинг (пиролиз): Тяжелый остаток^-легкая нефть+кокс (1)

б) Окисление кокса (HTO): кокс+02^С0+С02+Н20 (2)

в) Окисление тяжелого остатка: Тяжелый остаток+02^С0+С02+Н20 (3)

г) Отторжение углерода: CHx^CHx1+C(x1>x) (4)

д) Добавление водорода: CHx+h3^CHx1(x1>x) (5) Haijo считает [6], что в основном из реакций

газификации углеводородов и водяного пара можно получить водород.

е) Газификация углеводородов: CHX ^ C +x/2h3

C+h30(steam)^C0+h3 (6)

C + C02 ^ C0

ж) Конверсия водяного пара: C0+h30^C02+h3 (7)

Проблема в процессе CAPRI - это продление срока службы катализатора в течение достаточного времени для обработки наступающего фронта реакций.

Не смотря на то, что процесс ТНА1уже используется для улучшения свойств и состава тяжелой нефти и битума, он нуждается в оптимизации по нескольким направлениям:

1) изменение давления в сторону уменьшения

2) изучения механизмов химических реакция при различных реакционных средах

3) изучение роли металлов в процессе в качестве потенциальных ядов или катализаторов.

Рассматриваются результаты разработки битуминозных песков Атабаски с помощью микрореактора CAPRI на основе упакованного катализатора вокруг горизонтальной добывающей скважины THAI (как показано на рис. 2).

В свете подобных исследований, становится актуальным вопрос сравнения технологий обычного и каталитического горения в пласте в процессах извлечения нефти. Авторы статьи [17] провели эксперименты на месте горения, используя в качестве объекта исследования нефть средней плотности марки Clair (19,8 ° API) при низком давлении в топливном элементе. Испытания проводились для каталитического и некаталитического процесса, сухого и влажного прямого горения. Результаты показали, что присутствие катализатора способствует горению, однако самая высокая добыча нефти наблюда-

Сечение трубопр' вода

Катализатор

Нефтеносная порода

Рис. 2 - Схема THAI-CAPRI скважинаокружен-ная гравийно-упакованным «катализатором»

В этой статье [17] используется метод Huff и Puff. В этом процессе вводят перегретую воду в скважину для снижения вязкости сырой нефти. Процесс используется в коммерческих целях для извлечения тяжелой нефти уже с 1960-ых годов и с тех пор он применяется для восстановления тяжелых нефтей и битуминозных песков, как песков Атабаски, битуминозного песка Калифорнии, тяжелой нефти Ориноко и т.д. [18]. Блок- схема этого процесса представлена на рис. 3.

S рак Cloned well

ЕШ Пмирпии

■ ' ' ' ' iH^I

щтт

1 Т£ЖЭШЕ СЫрЕЛ НёЙТЬ. 3. ЗоН£ Е£ГСНК- 3 Зона СПИЩЕНОфСаННОГО п-ЕрЕ. 4 Эош г^рЕ,5 Т^чк ыааю н {нидаиофоинный лар

Рис. 3 - Упрощенная схема последовательности операций процесса Хаффа и Паффа, используемой в промышленных масштабах для освоения тяжелых сырых нефтей

Процесс Хафф и Пафф состоит из трех эта-

пов: 1. 2. 3.

впрыска перегретого пара в скважину; прогревание в течение нескольких дней; добыча нефти. Хайн [19] впервые назвал термический крекинг в присутствии воды акватермолизом. Этот процесс обычно используется для добычи и транспортировки тяжелой сырой нефти. Впрыск пара передает тепловую энергию углеводородам. Эта тепловая энергия разбивает большие молекулы на меньшие, и как следствие, замечено снижение вязкости и улучшение реологических свойств тяжелых нефтей. Хайн и др. [20] предложили следующую химическую реакцию для акватермолиза: КСНгСНгБСН^ШО^/ЖСЩ+СОг+Нг+НгБ+СНф

Из-за того, что связь С^ разрывается, вязкость тяжелой сырой нефти снижается. Сераоргани-

ческим соединениям не разорваться одним путем, как показано выше, только сложной последовательностью шагов. Водород поступает из воды и может принять участие в модернизации тяжелой нефти, и, следовательно, улучшить качество нефти. При подачи пара CO2 можно получить из тяжелой нефти и из металлов карбонаты.

Преимущества акватермолиза:

1. снижение вязкости, и, следовательно, улучшение ее реологических свойств;

2. обессеривание;

3. гидрирование, и, следовательно, повышение качества тяжелой нефти.

Пункты 1 и 3 вместе повышают добычу и транспортировку нефти из резервуаров на НПЗ. Каталитический процесс не требует дополнительного места, т. к. он может происходить внутри резервуаров. Тем не менее, по мнению Мухаммеда А.А. и Сонга Г. [20,21] в нефтяных месторождениях на месте залегания должен быть использован катализатор и донор водорода в зависимости от свойств тяжелой нефти и конечных требований.

Хайн [19] исследовал акватермолиз тяжелой нефти из тиолана и тиофена. Сераорганические компоненты тяжелой нефти реагируют с водой таким же образом, как модельные соединения. Однако, производство газов акватермолизом из тиолана почти в 10 раз выше, чем из тиофена. Таким образом, производство газов из тяжелых нефтяных углеводородов зависит от количества соединений серы, присутствующих в нефти. Хайн и др. [19] заметили, что производство h3S является одинаковым для канадских и венесуэльских тяжелых сырых нефтей, хотя содержание серы в первом 5% масс, а во втором только 2,3% масс. Это указывает на то, что реакционная способность соединений серы венесуэльской нефти больше, чем у канадской нефти. Вязкость канадской тяжелой нефти первоначально увеличилась во время акватермолиза при более низкой температуре (200 или 240°С). Предполагается, что хоть вязкость тяжелой нефти увеличивается, средняя молекулярная масса не изменяется, указывая, что увеличение вязкости не является результатом полимеризации в ходе реакции. Увеличение вязкости (вместо уменьшения) на начальном этапе объясняет, что даже при низкой температуре, может быть небольшое производство легких углеводородов. Потеря этих легких углеводородов может увеличить вязкость жидкости. Однако эта небольшая потеря может не иметь большого влияния на среднюю молекулярную массу. Если акватермолиз проводят в течение длительного времени, например, 60-90 дней даже при более низкой температуре 240°С, вязкость снижается так как ожидается. Когда реакцию проводят при температуре 300°С, вязкость обычно падает с продолжительностью реакции. Однако противоположная тенденция наблюдается при испытании ак-ватермолиза на венесуэльской тяжелой нефти. Вязкость конечного продукта постепенно снижается со временем. Rivas и др.[22] заметили обратную тенденцию. Вязкость битума из CerroNegro (венесуэльского) уменьшилась после 3 дней реакции, а после 20 дней реакции начала увеличиваться. В этом слу-

чае был использован водный раствор сульфата никеля в качестве добавки для акватермолиза.

После того, как Кларк [22-27] изучил аква-термолиз на нескольких ароматических и алифатических соединениях серы, стало ясно, что снижение вязкости в основном идет за счет расщепления связи С-8. Отсюда возникает вопрос, может ли акватермо-лиз быть применен к тяжелым сырым нефтям, имеющим низкое содержание серы. В месторождении в Северо-Восточной части Китая Ляохэ содержание серы в нефти не более 0,5%масс. Поэтому процесс акватермолиза интересует китайских исследователей по отношению к малосернистым нефтям. Российские ученые так же проявляют интерес к процессам преобразования к термическим и термокаталитическим преобразованиям высоковязких нефтей и природных битумов, как с высоким содержанием серы, так и с низким [28-30].

Саниер [31] предлагает другие процессы, такие как термическая обработка, разбавление легких фракций, эмульсии и т.п., для снижения вязкости и облегчения транспортировки нефти. Выше указывалось, что акватермолиз является термическим процессом. Свободные радикалы могут быть сгенерированы во время разрушения из больших связей. Иногда, эти свободные радикалы участвуют в реакциях полимеризации и образуют более крупные молекулы. Это приводит к производству более вязких материалов вместо снижения вязкости. Поэтому предлагается использование различных минералов и катализаторов для того, чтобы ингибировать образование свободных радикалов и улучшить снижение вязкости.

Хайн [19] для исследования акватермолиза использовал два типа реакторов: кварцевая трубка, и сосуд, изготовленный из стали с высоким содержанием никеля и кобальта. Результаты показали, что снижение вязкости в сосуде было более заметно, чем в кварцевой трубке. Именно тогда стало очевидным, что металлы (N1 или Со) оказывают влияние на акватермолиз. Катализаторы, используемые, для акватермолиза, можно условно разделить на четыре категории: минеральные, водорастворимые катализаторы, маслорастворимые катализаторы, и рассеянные катализаторы. Часто используются растворители в качестве доноров водорода вместе с катализаторами.

Обработка и производство битуминозных песков сталкивается с рядом проблем:

- снижение капитальных и эксплуатационных затрат

- ухудшение качества синтетического сырья для удовлетворения жестких требований рынка

- сокращение потребления природного газа для производства Н2

- снижение объемов разбавителя, необходимо для достижения битумных спецификаций для перевозки

- сокращение выбросов парниковых газов, особенно выбросов С02.

Тем не менее, учли [1-3] целый ряд возможных решений, особенно для минимизации производства

водорода из природного газа и потребление разбавителя, а именно:

- использование вязкости редукторов;

- развитие новых источников водорода, например, газификация угля/кокса;

- подогрев трубопровода;

- частичная или полная модернизация в области;

- возврат контуров разбавителя.

В качестве заключения стоит отметить, что сравнение термических и каталитических методов добычи позволило выделить особенности влияния водной среды, температуры и катализаторов на состав и свойства извлекаемой нефти.

Литература

1) Pereira, P.; Romero, T.; Velasquez, J.; Tusa, A.; Rojas, I.; Camejo, W.; Rosa-Brussin, M. U.S. Patent 6,030,522, 2000.

2) Pereira, P.; Marzin, R.; Zacarias, L.; Cordova, J.; Carrazza, J.; Marino, M. U.S. Patent 5,885,441, 1999.

3) Carrazza, J.; Pereira, P.; Martinez, N. U.S. Patent 5,688,741, 1997.

4) Nashaat N. Nassar, Azfar Hassan, Pedro Pereira-Almao. Application of Nanotechnology for Heavy Oil Upgrading: Catalytic Steam Gasification/Cracking of Asphaltenes/ En-ergy&Fuels 2011, 25, 1566-1570.

5) Nassar, N. N.; Hassan, A.; Pereira-Almao, P. Energy Fuels 2011, 25, 1017-1023.

6) Nassar, N. N. Energy Fuels 2010, 24, 4116-4122.

7) Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов 2007.

8) Amhad Shah, Joseph Wood, Robert Fishwick, Malcolm Greaves and Sean Rigby. In-situ up-greading of heavy oil/natural bitumen:CAPRI process optimization

9) http://vseonefti.ru

10) M. Graves, T.X. Xia (2001). CAPRI-Downhole Catalytic Process for Upgrading Heavy Oil:Produced Oil Properties and Composition, Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, June 12 - 14.

11) T. X. Xia, M. Greaves, M.S. Werfilli, R.R. Rathbone (2002). THAI Process—Effect of Oil Layer Thickness on Heavy Oil Recovery Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, June 11 - 13

12) F. Meyer Richard, D. Attanasi Emil, and A. Freeman Philip (2007). Heavy Oil and Natural Bitumen Resources in Geological Basins of the World, USGS Open File-Report 2007-1084.

13) Xia, T.X. and M. Greaves, (2000). Upgrading Athabasca Tar Sand Using Toe-to-Heel Air Injection, SPE/Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well

Technology held in Calgary, Alberta, Canada, 6-8, November.

14) L.E. Hajdo, R.J. Hallam and L.D.L. Vorndran (1985). Hydrogen Generation During In-Situ Combustion, PSE Paper No 13661, presented at the SPE California Regional Meeting, Bakersfield California (March) 27-29.

15) J.G. Weissman, (1997). Review of processes for downhole catalytic upgrading of heavy crude oil, Fuel Process. Technol., 50, N2. 2-3, 199-213.

16) R.G. Moore, C.J. Laureshen, S.A. Mehta, M.G Ursenbach, J.D.M Belgrave, J.G. Weissman and R.V. Kessler (1999b). A Downhole Catalytic Upgrading Process for Heavy Oil Using In Situ Combustion, J. Can. Petrol. Technol., 38, No. 13, PAPER.96-72.

17) Musa B. Abuhesa, R. Hugnes. Comparison of Conventional and Catalytic in Situ Combustion Processes for Oil Recovery .Energy&Fuels 2009, 23, 186-192.

18) Speight, J. G. The Chemistry and Technology of Petroleum, 4th ed.; CRC Press/Taylor & Francis Group: Boca Raton, FL, 2007.

19) Hyne, J. B.; Greidanus, J. W.; Tyrer, J. D.; Verona, D.; Rizek, C.; Clark, P. D.; Clarke, R. A.; Koo, J. The Second International Conference on Heavy Crude and Tar Sands, Caracas, Venezuela, 1982; p 25.

20) Rivas, O. R.; Campog, R. E.; Borgee, L. G. SPE Annual TechnicalConference and Exhibition, Houston, Texas, October 2-5, 1988; Paper No.18076-MS.

20) Song, G.; Zhou, T.; Cheng, L.; Wang, Y.; Tian, G.; Zhang, J.; Pi, Z. Pet. Sci. 2009, 6 (3), 289.

21) Mohammad, A. A.; Mamora, D. D. SPE/PS/CHOA, International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium, Society of Petroleum Engineers, Calgary, Alberta, Canada, October 20-23, 2008; Paper No.

117604.

23) Clark, P. D.; Hyne, J. B.; Tyrer, J. D. Fuel 1983, 62, 959.

24) Clark, P. D.; Hyne, J. B.; Tyrer, J. D. Fuel 1984, 63, 125.

25) Clark, P. D.; Hyne, J. B. Fuel 1984, 63, 1649.

26) Clark, P. D.; Dowling, N. I.; Hyne, J. B.; Lesage, K. L. Fuel 1987, 66, 1353.

27) Clark, P. D.; Lesage, K. L.; Dowling, N. I.; Hyne, J. B. Fuel 1987, 66, 1699.

28) Халикова Д.А., Петров С.М., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т 16. № 3. С. 217-221.

29) Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каю-кова Г.П., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т 17. № 7. С. 248252.

30) Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каю-кова Г.П., Башкирцева Н.Ю. // Вестник Казанского технологического университета. 2014. Т 17. № 10. С. 207211.

31) Saniere, A.;Henaut, I.; Argillier, J. F. Oil Gas Sci. Technol. 2004, 59 (5), 455.

© А. И. Хамидуллина - магистрант гр. 413-МП4, каф. химической технологии нефти и переработки газа КНИТУ, [email protected]; Д. А. Ибрагимова - к.х.н., доц. той же кафедры, [email protected]; С. М. Петров - к.т.н., доц. той же кафедры; З. Р. Закирова - студент той же кафедры, [email protected]

© A. 1 Khamidullina - Master of group 413-MP4, Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU, [email protected]; D. A. Ibragimova - Ph.D in Petroleum chemistry, associate professor Dept. of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU, [email protected]; S. M. Petrov - Ph.D in Petroleum chemistry, associate professor Dept. of Chemical Technology of Petroleum and Gas Processing, KNRTU; Z. R. Zakirova - a student group 4121-44, KNRTU, [email protected]

cyberleninka.ru

Труднодоступное Богатство | Нефтянка

Канада занимает третье место после Саудовской Аравии и Венесуэлы по разведанным запасам углеводородов (около 180 млрд баррелей нефти; 13% от мировых запасов) и является крупным (седьмым в мире) экспортером нефти, с объемом поставок более 3,3 млн баррелейв сутки. Почти весь экспортный поток направлен в США, и Канада сейчас является главным американским экспортером нефти.

При этом большая часть этих запасов (95%) относится к расположенным в провинции Альберта месторождениям нефтяных песков (oil sands), которые  намного более трудноизвлекаемы, чем обычная нефть. Это — главная специфическая особенность канадской нефтянки.

Бум, кризис, снова бум

Нефтеносные песчаники Канады известны давно. Ме­стные аборигены индейцы племен кри и дене использо­вали залежи на берегах реки Атабаска для герметизации каноэ. Уже в конце XIX века появились сообщения о воз­можности извлечения сырой нефти просто с использованием воды. Тем не менее, многочисленные предпринима­тели на протяжении многих лет тратили миллионы долларов, пыта­ясь извлечь сырую нефть из густых, дегтеобразных биту­мов, прежде чем разработка песчаников стала рентабель­ной.

Первые экспериментальные попытки поставить на коммерческую основу добычу битума из нефтеносных песков Атабаски в 1930–40-х годах прошлого века оказались неудачными, и только в 1970-х годах, после того, как на мировом рынке вырос спрос на нефть, и ее цена превысила уровень 40–50 долларов за баррель, стало выгодно разрабатывать нефтеносные пески Альберты. В авангарде канадской нефтедобычи шли PetroCanada, Royal Dutch Shell, Exxon Mobil, Chevron и Suncor Energy.

С конца пятидесятых годов особое внимание в нефтяной индустрии Канады стало уделяться поисково-разведочным работам в перспективных районах Арктики, а также на прилегающем морском шельфе. Первую нефтяную скважину в канадской Арктике пробурили в 1961 году на острове Мелвилл архипелага Парри. Разведочные работы шли «стахановскими методами», напоминающими темпы освоения Западной Сибири — уже через 10 лет было открыто 90 (!) морских залежей нефти. Предполагалось, что районы канадской Арктики станут «новым Северным морем», но этого, увы, не произошло — издержки добычи в канадской Арктике были заметно выше, чем в Северном и Норвежском морях. Разразившийся в 1985 году кризис в отрасли, вызванный низкими ценами на нефть, надолго охладил арктические амбиции нефтегазовой промышленности Канады. Только в 1997 году нефтяная платформа Hibernia начала добычу нефти на одноименном морском месторождении у берегов провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. Вскоре к Хайбернии добавились два других крупных шельфовых проекта в Атлантике — Терра Нова и Уайт Роуз. Тихоокеанское побережье Канады, где находятся значительные запасы нефти и газа, пока в резерве.

Сегодня карта канадских нефтепромыслов поделена на 7 углеводородных регионов (бассейнов): Западно-Канадский осадочный, Атлантический, Арктический кратонный, «просто» Арктический, Тихоокеанский, Межгорный и Восточный кратонный. Западно-Канадский бассейн, объединяющий месторождения Альберты, Саскачевана, Манитобы, северо-востока Британской Колумбии и юга Северо-Западных территорий — основной источник канадской нефти. При этом основная часть добываемой в Канаде обычной легкой нефти сосредоточена в другом месте — в месторождении Жанна д’Арк в провинции Ньюфаундленд и Лабрадор. Надо учитывать, что в настоящее время более 40% запасов «традиционной» канадской нефти уже выработано. По нефтеносным пескам ситуация совершенно иная — разработана лишь малая их часть.

Тяжелый песок

Нефтеносные (битуминозные) пески — альтернативный источник нефтяных ресурсов, представляющий собой смесь битума, песка, воды и глины. Битум, в свою очередь, это полужидкая субстанция, которую невозможно добывать традиционными способами, поскольку при обычной (комнатной) температуре она текучестью не обладает.

Нефтеносные пески залегают на огромной территории (около 80 тыс. кв. км) в северной части Альберты в трех основных областях: у реки Пис-Ривер (северо-запад), у реки Атабаска (северо-восток) и у озера Колд-Лейк.

Специфика здешней нефтедобычи особенно наглядна на месторождении Атабаска. Добыча здесь ведется на расположенном недалеко от города Форт-Макмюррей карьере Маскег-Ривер открытым способом, с использованием мощнейшей землеройной и транспортной техники. Гигантские грузовики грузоподъем­ностью до 400 тонн доставляют битуминозный песок на перерабатывающую установку Scotford, где песок смешивается с горячей водой, после чего битум  отделяется от песка, глины и других механических примесей. Полученное сырье разжижается и транспортирует­ся по нефтепроводу на НПЗ близ Эдмонтона, административного центра столицы. Здесь посредством добавления водорода по специальной технологии производится синтетическая товарная нефть — из 100 баррелей битумов получается 103 баррелей нефти. Эта технология отличается высокой экологичностью — в атмосферу выбра­сывается незначительное количество CO2, высокоуглеродистый кокс в отходах отсутствует. Из полученной нефти производят вы­сококачественные бензины и дизельное топливо с низ­ким содержанием серы, твердых частиц и арома­тических углеводородов.

Кроме того, провинция Альберта располагает глубо­кими залежами битумов, непригодными для открытой до­бычи. Для их освоения  используется циклическая паростимуляция, парогравитационный дренаж, а также другие новейшие технологии получения нефти. Такие процессы предусматривают закачку горячего пара в залежь, в результате чего нефть разогревается, ее вязкость снижается, обеспечивая возможность ее перекачивания на поверхность.

Основное количество перерабатывающих мощностей, а также научно-технические и офисные и сервисные центры добычи битуминозных песков сосредоточены в Эдмонтоне — динамично развивающемся городе, население которого приблизилось к миллионной отметке. Это, в частности, объясняет название знаменитой хоккейной команды Edmonton Oilers, давшей миру самого великого канадского хоккеиста Уэйна Гретцки.

СправкаМетоды добычи тяжелой нефти

CHOPS (Cold Heavy Oil Production With Sand) — холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком (в скважину вместе с нефтью поступает песок для повышения производительности).

VAPEX (Vapour Extraction Process) — добыча посредством газообразных растворителей (закачка газообразных растворителей в пласт обеспечивает снижение вязкости нефти, которая в результате стекает под действием гравитации; этот способ может быть использован для добычи битумов в зонах, не подходящих для обычной термальной добычи).

SAGD (Steam-assisted Gravity Drainage) — парогравитационный дренаж (метод термальной обработки на месте залегания, требующий наличия двух горизонтальных скважин, в одну из которых непрерывно закачивается пар; битум разжижается, стекает в скважину, расположенную ниже, и выкачивается на поверхность).

CSS (Cyclic Steam Stimulation) — циклическая паростимуляция (метод термальной обработки на месте залегания: в течение определенного промежутка времени пар под высоким давлением закачивается в скважину, затем выдерживается некоторое время при повышенной температуре, после чего осуществляется добыча нефти).

ICP (in situ conversion) — конверсия на месте залегания и IUP (in situ upgrading process) — обогащение на месте залегания (экспериментальные методы термальной обработки, предусматривающие постепенный прогрев породы в течение нескольких месяцев).

Григорий Волчек

Комментариев:

neftianka.ru

Новые технологии добычи высоковязких нефтей — творческая работа

New  Production Technologies 

49  

Время движется вперед 

  • SAGD не найдет практического применения (1984)
    • В 2001-2003 установлено более 200 пар
  • Добыча при выносе песка 20% невозможна (1988)
    • В 2002 более 550,000 барл/сут (CHOPS)
  • VAPEX не может быть экономически выгодной (1995)
    • Начинаются первые полевые испытания
  • Усиление потока при помощи импульса давления невозможно (1999)
    • на сегодняшний день 3 небольших успешных проектов

Не следует слишкои легко сбрасывать новые идеи со счетов!

New  Production Technologies 

50  

Новые технологии 

SAGD 

PPT 

VAPEX 

Года 

~6-8 

Статус

(2002) 

$

рентабельный 

$$на

начальной 

стадии 

? Тесты еще не проводили 

Применимость 

Вероятно требует зон мощнее, > 15-20  

CHOPS 

>10 

$$$ - пром-е

 применение  

Наилучший для зон 5-20 ,без подвижной воды   

Полезен вкупе с другими методами (холодная добыча, CHOPS) 

Метод 

Наилучший при >20°API, вкупе с SAGD 

IGI 

>10 

$$$ 

Необходим хороший kv & низкий m

New  Production Technologies 

51  

Выводы 

  • Традиционные методы добычи нефти достигнут пика в ближайшие 4-6 лет?
  • Хорошо для тяжелой нефти, повышения коэффициента извлечения и получения прибыли
  • Недавно достигнуты значительные результаты по развитию технологии (в основном, в Канаде)
  • Нам необходимо укрепить и улучшить достигнутые результаты
  • Будущее технологий извлечения тяжелой нефти и повышения коэффициента извлечения выглядит многообещающим на данный момент

New  Production Technologies 

52  

Благодарности 

  • Общество Инженеров Нефтянников 
  • Местное отделение Общества Инженеров Нефтянников
  • Донна Ньюкум, - устроитель
  • Шерил Старк, - редактов
  • Коллег и компании

New  Production Technologies 

53  

Translation  Priority 

  • Titles
  • Not
  • Last 2 lines beginning with Hybrid
  • All
  • Bullet Points Only
  • Bullet Points Only
  • All ( But not “Cyclic Steam Stimulation)
  • Only the axis of the graph
  • All
  • All
  • Title ( or all if the word Bitumen has a convenient Russian Translation)
  • All
  • All
  • All
  • All
  • Bullet Points
  • Bullet Points
  • Bullet Points
  • Bullet Points
  • Bullet Points
  • Curve Labels, not graph axis
  • Curve Labels, not graph axis
  • Curve Labels, not graph axis
  • Words in Green
  • All
  • Title Only
  • All
  • All
  • Title
   
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • Green Text and Title
  • Green Text and Title
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • All
  • Green Text and Title
  • All
  • All
  • All
  • All
  • Title Only
  • Title and Split Slide into two if needed
  • All
  • Title Only

student.zoomru.ru

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

азработки 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).

 

Холодные способы добычи

 

К современным холодным методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод CHOPS (рис.6), предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка (месторождение Ллойдминстер, Канада). Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент нефтеотдачи в этом случае как правило не превышает 10%. При холодной добыче успешно используется специализированное насосное оборудование (например, установки винтовых насосов), с помощью которого производится откачка специально созданной смеси пластового флюида и песка. Добыча песка приводит к возникновению длинных каналов, или червоточин, обладающих высокой проницаемостью. Опыт показывает, что некоторые каналы могут отходить в стороны от эксплуатационной скважины на расстояние до 200м. Сочетание пенистости нефти с высокопроницаемыми каналами обуславливает высокие коэффициенты извлечения и высокие дебиты, наблюдаемые у большинства нефтеносных пластов месторождения Ллойдминстер. Несмотря на коммерческий успех технологии холодной добычи, существует ряд признаков, по которым можно судить о вероятном достижении предела ее возможностей. По имеющимся оценкам, объем добываемой в настоящее время нефти составляет 36 500м3/сут (230 000 барр./сут), при этом согласно прогнозам в следующем десятилетии произойдет снижение добываемых объемов на 50%. Причиной такого снижения добычи являются следующие факторы:

отсутствие новых месторождений, пригодных для разработки с применением методики холодной добычи;

обводнение скважин за счет притока воды по сети каналов;

снижение пластового давления и энергии пластов;

низкий приток жидкости и высокий газовый фактор;

невозможность эксплуатации скважин дольше 78 лет в силу вышеуказанных причин.

 

Рис.6 Метод разработки CHOPS

 

В числе холодных способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей следует указать так называемый VAPEX метод (рис.7) закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. Коэффициент извлечения нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки.

Таким образом, холодные методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты.

 

Рис.7 Метод разработки VAPEX.

 

Тепловые методы разработки

 

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два принципиально различных вида. Первый, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Второй, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты.

Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая на паротепловой обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар.

Внутрипластовое горение (рис.8). Сущность процесса сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

 

Рис.8 Внутрипластовое горение

 

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 525% запасов нефти. Исследованиями установлено, что с увеличением пло

www.studsell.com

Новые технологии добычи высоковязких нефтей — творческая работа

  • Активный механизм вспенивания нефти (достаточное количество растворенного газа)
  • Непрерывное нарушение слоя песка (неуплотненный песок)
  • Отсутствие зон свободной воды в коллекторе
  • Обязательно применение винтовых насосов
  • Интегрированная система обработки песка
    • Эффективная технология утилизации песка

New  Production Technologies 

26  

Винтовой насос 

Полированный шток 

Ременный привод

с регулируемым

крутящим моментом 

Патрубок 

Устьевое оборудование  

Всасывающая труба

или штанга в НКТ 

Хромированный ротор

в фиксированном статоре 

Электромотор

(или гидравлический мотор) 

Обсадная колонна

(обычно диаметром 175 мм) 

Эксплуатационная колонна

(обычно

диаметром от 72 до 88 мм)

New  Production Technologies 

27  

Технология CHOPS 

“При равнозначности всех остальных факторов, максимальная добыча нефти из рыхлых пластов напрямую зависит от максимального выноса самого песка. …  Чем выше вязкость и ниже давление газа в коллекторе, тем большее значение приобретает создание и поддержание движения песка по направлению к добывающей скважине.” 

В. Коббе, Совещание АЙМЕ в Нью-Йорке, Февраль, 1917. АЙМЕ, Том. LVI, стр. 814. 

Courtesy  Ed Hanzlik, ChevTex

New  Production Technologies 

28  

Основные преимущества технологии CHOPS 

  • Более высокая экономическая эффективность по сравнению с термическими методами 
  • Очень низкие капитальные расходы (дешевые вертикальные скважины)
  • Операционные расходы снижены до ~$4,00/баррель
  • Решена проблема насосов (винтовые насосы способны работать при значительном выносе песка)
  • Решена проблема утилизация песка
  • На данный момент, единственным ограничивающим фактором являются:
    • Возможности модернизации

New  Production Technologies 

29  

 Технологии импульсного  давления,  PPT 

  • Скважинные флюиды подвергаются резким импульсам давления
  • Снижает адвективные нестабильности
  • Снижает эффекты капиллярного закупоривания
  • Снижает эффекты порового закупоривания

New  Production Technologies 

30  

Схема лабораторной установки для испытания с пульсацией давления 

Емкость с песком

New  Production Technologies 

31  

Нефть – Вода – Заводнение 

Время = 139,2 с 

Время = 138,7 с 

35  cP легкая нефть

заводнение

0,5  м гидроста-тическое давление

идентичные испытания 

Без пульсации 

С пульсацией

New  Production Technologies 

32  

Эффекты пульсации 

  • Увеличивают базовую фильтрацию
  • Повышает КИН
  • Снижает образование водяного конуса и образование языков в результате разности вязкостей
  • Снижает эффекты закупоривания твердой фазой и асфальтенами
  • Позволяет преодолеть проблему капиллярного закупоривания
  • Является новой технологией, в которой еще многое предстоит оптимизировать

student.zoomru.ru