Справочник химика 21. Высоковязкие нефти определение


Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, при обводненности продукции ниже 55% в качестве указанного раствора используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 - НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.: НПАВ АФ9-4-6 31-49, углеводородный растворитель 51-69, который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне. По другому варианту в указанном способе при обводненности продукции выше 55% в качестве указанного раствора используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем их соотношении, % об.: НПАВ АФ9-4-6 31-49, углеводородный растворитель 51-69, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне. Технический результат - повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водой, включающий закачку газообразного агента и добычу нефти, с целью снижения вязкости нефти, закачку газообразного агента производят в водоносную часть залежи до полного удаления подвижной воды, а добычу осуществляют после растворения газа в нефти (а.с №620103, МПК Е21В 43/00, 43/18, опубл. 27.04.00). В качестве газообразного агента предлагается использовать углеводородный газ. Вязкость нефти не превышает 200 мПа·с.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с незначительным снижением вязкости нефти из-за малой скорости проникновения газа в высоковязкие нефти с вязкостью более 200 мПа·с в пластовых условиях. Кроме этого, для закачки углеводородных газов требуется специальное оборудование.

Известен способ воздействия (патент RU №2327728, МПК С09К 8/584, опубл. 27.06.2008. Бюл. №18) на призабойную зону нефтяного пласта на основе состава, включающего оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12, углеводородный растворитель и в качестве нефтяного сульфоната содержащего присадку С-150, при следующем соотношении компонентов:

Присадка С-150 2,0-25,0
Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью
оксиэтилирования 4-12 1,5-20,0
Углеводородный растворитель остальное.

Состав готовят смешением компонентов до получения однородного раствора. После закачки раствора в призабойную зону и/или в пласт при взаимодействии с пластовой или закачиваемой водой в промытых зонах образуется высоковязкая эмульсия, которая повышает фильтрационное сопротивление в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках.

Недостатками способа являются повышенная вязкость образующихся эмульсий, низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей.

Также известен способ разработки высоковязкой нефти с использованием в качестве разжижающего состава углеводородокисляющих бактерий с питательными солями в водном растворе (патент RU №2195549, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2002, бюл. №36) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородокисляющие бактерии 0,05-0,15
Питательные соли 0,07-0,3
Вода остальное.

В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: штамм Pseudomonas species-45.

Недостатком способа является то, что указанные углеводородокисляющие бактерии в процессе переработки нефти в первую очередь потребляют легкие компоненты, содержащиеся и без того в малом количестве в высоковязкой нефти, и снижают их содержание в составе нефти, что ведет к ухудшению качества нефти и увеличению ее вязкости.

Кроме этого, способ обладает низкой эффективностью при разработке высоковязких нефтей, в то время как в известном способе используются менее вязкие нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ (прототип) добычи высоковязкой обводненной нефти (а.с. 1798487, МПК Е21В 43/22, опубл. 28.02.93. Бюл. №8), включающий снижение вязкости водонефтяной эмульсии путем подачи на прием водоглубинного насоса блоксополимеров окиси этилена и пропилена в смеси с растворителем в соотношении 1:1. В качестве растворителя используют толуольную фракцию или нефрас А 150/330 или кубовые остатки производства бутанола.

Недостатком способа является необходимость постоянного промыслового контроля. По прототипу плотность исследуемых нефтей в пластовых условиях находится в интервале 808-900 кг/м3. По существующей классификации к тяжелым (высоковязким) нефтям относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях свыше 200 мПа·с и до 10000 мПа·с и плотность выше 900 кг/м3. В предлагаемом способе плотность разрабатываемых нефтей находится в интервале 940-965 кг/м3 в условиях пласта. Поэтому еще одним недостатком известного способа является низкая эффективность при разработке залежей высоковязких нефтей с плотностью в пластовых условиях выше 900 кг/м3.

Технической задачей данного изобретения является повышение эффективности извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-4-6 31-49
Углеводородный растворитель 51-69,

который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Поставленная задача достигается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти.

Новым является то, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, % об.:

Неионогенное поверхностно-активное вещество АФ9-4-6 31-49
Углеводородный растворитель 51-69,

при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

Основные трудности при добыче высоковязких нефтей связаны с их аномально высокими вязкостями в пластовых условиях. Методы разработки высоковязких (тяжелых) нефтей направлены на снижение их вязкости либо путем разогрева пласта за счет закачки теплоносителей (дорогостоящий метод), либо закачкой агентов, снижающих вязкость нефти, например, углеводородных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ).

Механизм действия углеводородного раствора НПАВ на высоковязкую нефть заключается в том, что, с одной стороны, растворитель, смешиваясь с высоковязкой нефтью, снижает ее вязкость, с другой стороны, НПАВ при определенной концентрации образует с нефтью маловязкие прямые водонефтяные эмульсии типа масло в воде (м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой. Кроме этого, в результате взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей, таких как углеводородный растворитель и вода в присутствии НПАВ, образуются прозрачные при 8°С микроэмульсии (м/э). Все эти процессы способствуют снижению вязкости высоковязкой нефти за счет комплексного воздействия углеводородного растворителя и НПАВ.

В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-6 АФ9-4, АФ9-6 (ТУ 2483-077-05766801-98) ОАО "Нижнекамскнефтехим". По своим физико-химическим свойствам НПАВ АФ9-4-6 относятся преимущественно к маслорастворимым ПАВ. Они хорошо растворяются в большинстве органических растворителей, в воде диспергируются с образованием эмульсий.

В качестве углеводородного растворителя используют Абсорбент 50/370 с плотностью 0,820 г/см3 Нижнекамского химкомбината (ТУ 2411-139-05766801-2007), нефрас 150/330 (ТУ 38.1011049-98), Абсорбент А-2 (ТУ 2411-418-05742686-98), бензин висбрекинга ОАО "ТАНЕКО".

Вода, которую используют для смешения с углеводородным раствором НПАВ в соотношении 1:2, может быть как пресной, так и минерализованной с плотностью не более 1120 кг/м3.

Проведены лабораторные исследования влияния на вязкость высоковязких нефтей растворов НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе. Лабораторные исследования проводились на нефтях Мордово-Кармальского месторождения с плотностью 945 кг/м3 и Ашальчинского месторождения с плотностью 970 кг/м3 в поверхностных условиях.

По первому варианту при обводненности нефти ниже 55% углеводородные растворы НПАВ АФ9-4-6 смешиваются с водой в соотношении 1:2 и перемешиваются с помощью электромешалки в течение 5-10 минут со скоростью 500 об/мин. Концентрация НПАВ АФ9-4-6 в полученных растворах меняется от 31% до 49% об. Ранее проведенные исследования показали, что при концентрации НПАВ в растворе меньше 31% об. не достигается эффективного снижения вязкости нефти. А увеличение концентрации НПАВ в растворе, содержащем воду в соотношении 1:2, выше 49% об. не дает кратного увеличения эффективности процесса.

Исходя из этих же соображений, были определены верхний и нижний пределы концентрации углеводородного растворителя (51-69% об.) в углеводородном растворе НПАВ АФ9-4-6, разбавленном водой в соотношении 1:2.

Готовый раствор НПАВ в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2, после перемешивания на электромешалке в виде эмульсии вводится в высоковязкую нефть, при этом количество (объем закачки) углеводородного раствора НПАВ может составлять 5, 10, 15, 20% от объема нефти. Полученная смесь перемешивается на электромешалке в течение 10 мин, после чего измеряются величины динамической вязкости при 8°С на реовискозиметре Rheomat RM-180 в диапазоне скоростей 5,4 с-1 - 1280 с-1. Температура 8°С выбрана исходя из того, что большинство месторождений высоковязких нефтей находятся на небольшой глубине и характеризуются пластовой температурой 8-10°С.

Динамика изменения величины динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения от концентрации углеводородного раствора НПАВ АФ9-6, разбавленного водой в соотношении 1:2 при разных скоростях сдвига, приведена в табл.1. В таблице также приведены величины кратного снижения вязкости высоковязкой нефти после введения углеводородного раствора НПАВ АФ9-6 при скоростях сдвига 6,5 c-1 и 146 с-1. Скорость сдвига 6,5 с-1 выбрана из условия, что она близка к сдвиговым напряжениям, действующим на жидкость в пластовых условиях, а 146 с-1 - при движении жидкости в призабойной зоне пласта. В том и другом случае происходит значительное снижение исходной вязкости высоковязкой нефти. В зависимости от содержания углеводородного раствора НПАВ в нефти и концентрации НПАВ АФ9-6 в растворителе снижение вязкости при скорости 6,5 с-1 происходит в 1,4-646 раз, а при скорости 146 c-1 - в 1,5-1080 раз.

С помощью кондуктометра ОК-102/1 (Венгрия) были определены величины электропроводности и тип получающихся эмульсий. Без НПАВ водонефтяные системы являются обратными эмульсиями типа "вода в масле" (в/м), в присутствии НПАВ происходит постепенное повышение электропроводности, а затем наступает инверсия фаз, и эмульсии становятся прямыми " масло в воде "(м/в), т.е. внешней фазой (дисперсионной средой) этих эмульсий является вода. Для таких эмульсий характерно снижение вязкости при разбавлении их водой.

Процесс разбавления эмульсии водой не бесконечный, при некоторой степени разбавления наступает разрушение эмульсии с разделением ее на высоковязкую нефть и воду. С целью предотвращения разрушения в пластовых условиях маловязких эмульсий на основе углеводородных растворов НПАВ и высоковязкой нефти при обводненности последней выше 55% предлагается закачивать углеводородные растворы НПАВ АФ9-4-6 без введения дополнительной воды. Методика приготовления растворов, снижающих вязкость нефти (с обводненностью выше 55%, т.е. по второму варианту), заключается в том, что НПАВ АФ9-4-6 добавляется в углеводородный растворитель с концентрациями 31-49 объемных процентов. При этом происходит многократное снижение вязкости высоковязкой нефти. Результаты приведены в табл.2.

Также были проведены аналогичные исследования, в которых в качестве растворителя использовались: Нефрас 150/330, бензин висбрекинга, не прошедший стадию гидроочистки, производства ОАО "ТАНЕКО" (табл.3).

Таблица 1
Величина динамической вязкости высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения с обводненностью 38%, содержащей различные количества углеводородного раствора НПАВ, разбавленного водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с-1 Исходная вязкость нефти, мПа·с 15% АФ9-6 в р-ле 31% АФ9-6 в р-ле 49% АФ9-6 в р-ле
Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, % 5 10 15 20 5 10 15 20 5 10 15 20
5,4 41800 20100 12200 1970 189 7200 1052 1024 76 187 321 708 1750
6,5 40700
9,0 40200 16800 9690 1370 79 5040 833 488 51 103 206 592 1450
16,2 37400 15000 7240 1160 60 2150 729 375 42 86 172 512 1100
27 34000 13300 4400 977 50 1210 628 341 39 78 156 455 995
48,6 31481 12100 2090 899 42 905 511 310 35 78 155 411 855
81 29150 12000 1010 721 35 764 425 300 25 78 155 381 768
146 26990
243 24991 10100 647 592 30 452 372 290 25 81 135 320 603
437 23140 9266 540 493 30 434 233 290 25 80 130 320 603
729 21426 8501 449 411 30 362 194 290 25 80 130 320 605
1280 19839 7799 375 343 30 301 161 290 25 77 130 320 605
* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с-1
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с-1
Таблица 2
Величина динамической вязкости нефти, содержащей разные количества углеводородного раствора НПАВ, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с1 Исходная вязкость нефти, мПа·с 15% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-15 р-ль-85) % об. 31% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-25, р-ль-75) % об. 49% об. АФ9-6 в р-ле (ПАВ-49, р-ль-51) % об.
Размер оторочки углев-го раствора НПАВ в нефти, % 5 10 15 20 5 10 15 20 5 10 15 20
5,4 41800 12800 2980 1200 580 6070 1670 1150 652 127 177 708 1750
6,5 40700 12100 2800 1190 540 5550 1360 1117 494 106 170 681 1600
9,0 40200 10900 2780 1180 525 5200 1140 1080 374 88 165 592 1450
16,2 37400 9420 2600 1170 500 4260 952 844 283 80 160 512 1100
27 34000
48,6 31481 7200 2500 1150 405 1760 621 567 186 78 148 411 855
81 29150 6360 2500 1120 375 1020 518 463 158 78 148 381 768
146 26990
243 24991 4716 2308 1078 256 970 387 345 119 81 145 320 603
437 23140 4136 2219 1057 215 933 337 307 106 80 143 296 590
729 21426 3628 2134 1037 201 897 315 271 99 80 142 274 523
1280 19839 3183 2052 1016 199 854 294 240 97 77 140 254 467
* - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 6,5 с-1
** - кратное уменьшение вязкости при скорости сдвига 146 с-1
Таблица 3
Динамическая вязкость высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения, содержащей раствор НПАВ АФ9-4 в бензине висбрекинга, разбавленной водой в соотношении 1:2, при разных скоростях сдвига
Скорость сдвига, с-1 Вязкость исходной нефти, мПа·с Динамическая вязкость нефти, содержащей 31% раствор АФ9-4 в бензине висбрекинга в соотношении 1:2 с водой, мПа·с
Размер оторочки раствора в нефти (% об.), 5 10 15 20
5,4 41800 35100 19400 1750 60
6,5 40700 31500 18600 1480 45
9,0 40200 28500 17300 1250 35
16,2 37400 25500 15500 950 27
27 34000 24100 13700 780 22
48,6 31481 21500 9720 663 19
81 29150 - 3280 561 17
146 26990 - 943 460 15
243 24991 - 810 390 14
437 23140 - 776 335 14
729 21426 - 670 - 14
1280 19839 - 503 - 14

Эффективность вариантов предлагаемого способа в сопоставлении с известным способом оценивали в лабораторных условиях путем сравнения степени снижения вязкости высоковязкой нефти, результаты представлены в табл.4. Как видно из таблицы, при введении в высоковязкую нефть при температуре 8°С углеводородного раствора НПАВ АФ9-4-6 вязкость ее снижается в интервале от 8 до 44 раз, а по известному способу вязкость нефти снижается всего в 6,8-6,9 раза.

Пример конкретного применения

В промысловых условиях для осуществления вариантов технологии на основе углеводородного раствора НПАВ требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой НПАВ АФ9-4-6 и АЦ с растворителем в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ).

Для реализации вариантов способа, например, на участке залежи высоковязкой нефти, состоящем из одной нагнетательной скважины (в центре), через которую осуществляется закачка вытесняющего агента, и пяти добывающих скважин, расположенных на расстоянии порядка 50-100 м от данной нагнетательной скважины и из которых ведется отбор продукции, определяется обводненность добываемой продукции.

Обводненность продукции составляет 38%. Поскольку обводненность продукции ниже 55% (первый вариант), то в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе, смешанный с водой в соотношении 1:2. Далее рассчитывается необходимое количество реагентов для приготовления раствора НПАВ в углеводородном растворителе. Для этого первоначально рассчитываем объем нефти, заключенный в цилиндре пласта вокруг нагнетательной скважины, по формуле:

где Vн - объем нефти, м3;

π - константа=3,14;

R - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м;

h - нефтенасыщенная толщина пласта, м;

S - нефтенасыщенность, д.ед.;

m - пористость, д.ед.

Необходимый объем закачки углеводородного раствора НПАВ составляет 5-20% от объема нефти Vн.

При R=50 м, h=6 м, S=0,65, m=0,22 Vн равен 3367,7 м3. Объем оторочки раствора составляет 15% VH от объема нефти, следовательно, объем углеводородного раствора НПАВ равен 505 м3 (соответственно Vнпав=42 м3, Vp-ля=126 м3 и воды при соотношении 1:2 Vв=337 м3). При этом их концентрация в растворе равна, % об., НПАВ - 8,3, растворителя - 25, вода - остальное. Способ также можно реализовывать через добывающую скважину, при этом осуществляются аналогичные расчеты необходимых объемов реагентов.

Приготовление 1 м3 35% раствора НПАВ в растворителе осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной формой НПАВ АФ9-6 подается 350 л АФ9-6, из АЦ с растворителем 650 л абсорбента 50/370 в емкость (АЦ) для приготовления рабочего раствора, затем подается 2 м3 воды с водовода (соотношение 1:2). В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

По второму варианту при обводненности продукции (равной 65%), т.е. выше 55%, осуществляется закачка углеводородного раствора НПАВ, не разбавленного водой. Для приготовления 1 м3 35% об. раствора НПАВ в углеводородном растворителе подается в АЦ для приготовления рабочего раствора 350 л (35% об.) НПАВ АФ9-4 и 650 л (65% об.) абсорбента 50/370. В течение 20-30 мин все перемешивается, раствор закачивается в скважину. Поскольку концентрация НПАВ высока в растворе, достаточно будет закачать оторочку меньшего размера, например 5% от Vн. После закачки оторочки углеводородного раствора НПАВ осуществляется заводнение в обычном режиме.

Применение вариантов предлагаемого способа при разработке залежей высоковязких нефтей повышает эффективность извлечения высоковязкой нефти за счет значительного снижения вязкости нефти путем закачки раствора, снижающего вязкость нефти.

1. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции ниже 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества АФ9-4-6 - НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при их соотношении, об.%:

НПАВ АФ9-4-6 31-49
Углеводородный растворитель 51-69,
который перед закачкой смешивают с водой в соотношении 1:2, при этом объем закачки составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

2. Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, определение обводненности продукции, использование при нагнетании раствора, снижающего вязкость нефти, отличающийся тем, что при обводненности продукции выше 55% в качестве раствора, снижающего вязкость нефти, используют раствор НПАВ АФ9-4-6 в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, об.%:

НПАВ АФ9-4-6 31-49
Углеводородный растворитель 51-69,
при этом объем закачки указанного раствора составляет 5-20% от объема нефти, находящейся в межскважинной зоне.

www.findpatent.ru

Особенности подготовки высоковязких нефтей - Справочник химика 21

из "Технология первичной переработки нефти и природного газа Изд.2"

В последнее время в технологии обезвоживания и обессоливания нефти появилась новая проблема, связанная с расширением добычи тяжелых, высоковязких нефтей (ВВН), а в перспективе-природных нефтебитумов (ПНБ). [c.351] К высоковязким относят нефти плотностью 0,92 - 0,99 г/см и вязкостью до 1000 Па с при 20 °С. [c.351] Природные нефтебитумы - это органическая масса нефтебитуминозных пород (песчаников, известняков) плотностью около единицы и выше и вязкостью до 5000 Па с. [c.351] Как ВВН, так и ПНБ характеризуются высоким содержанием смол и асфальтенов [в сумме до 40%(мас.)], серы [до 5%(мас.)], азота (до 1,0%) и металлов (до 1500 мг/кг). [c.351] Добывают ВВН главным образом термическими воздействиями на пласт - внутрипластовым горением или закачкой высокотемпературного водяного пара. [c.351] Для извлечения ПНБ из пород используют два метода - вытеснительный, путем внутрипластового горения, и экстракционный, когда породу добывают, дробят и обрабатывают горячей водой или органическими растворителями, извлекающими органическое вещество. [c.351] В нашей стране используют метод внутрипластового горения [77]. [c.351] Добыча шахтным или карьерным способом и подготовка к переработке ПНБ используется главным образом в Канаде и состоит в следующем (рис. 7.11). [c.351] Извлеченную из недр нефтебитуминозную породу транспортируют самосвалами или по конвейеру к месту ее дробления и измельчения. [c.351] Породу, содержащую ПНБ, измельчают в дробилках, а затем в мельницах, причем проведение этой операции зависит от того, в какой породе находится ПНБ и к какому классу он относится. [c.352] Обычно ПНБ присутствуют в пористых породах - песках, песчаниках и известняках. Битумсодержащие пески по структуре рыхлые и непрочные и специального дробления не требуют. Песчаники и известняки обладают достаточно высокой твердостью, что затрудняет извлечение из них органической массы, и поэтому их требуется дробить и тонко измельчать. [c.352] На третьей стадии отделяют органическое вещество от минеральной породы, совмещая этот технологический этап с измельчением или осуществляя его отдельно. Существует три способа отделения нефтебитума от породы. [c.352] Второй способ - прямая эксфакция битума из измельченной породы органическими растворителями (бензин, керосин, хлоруглеводороды). Такой способ дает возможность извлечь всего от 60 до 80% битума из породы, сопряжен с большими потерями дорогого растворителя (со шламом) и большими энергозафатами на регенерацию офомного количества растворителя (при кратности его подачи порядка 3-5). [c.353] Третий способ (пока изученный лишь в пилотных условиях) - прямая термокаталитическая переработка измельченной битуминозной породы. Для этого ее в кипящем слое продувают смесью углекислого газа с водяным паром при температуре от 100 до 500 °С с расходом парогазовой смеси до 100% на органическую массу. Конверсия битума в породе достигает 95%, а полученным продуктом (кроме газа) является дистиллят со средней молекулярной массой от 170 до 280, т. е. фракция с пределами кипения 200 - 350 °С. [c.353] Во всех упомянутых случаях добычи ВВН или извлечения битума из породы образуется очень стойкая эмульсия воды с органической массой за счет влаги, образующейся при горении в пласте, либо за счет эксфагирующей воды. Стойкость такой эмульсии определяется тем, что как ВВН, так и ПНБ богаты эмульгаторами, плотность их близка к плотности воды, а размеры частичек воды очень малы (более 50% капелек воды имеют диамеф меньше 10 мкм). Разделение этих эмульсий представляет крайне сложную задачу и обычными технологическими приемами ЭЛОУ невозможно, даже при подаче деэмульгатора в 20 -30 раз большей, чем для обычных нефтей. [c.353] Возможна и другая схема, когда в качестве растворителя используют спирт (например, изопропиловый), обладающий способностью неофаниченно поглощать воду. В этом случае растворитель снижает плотность и вязкость нефти и одновременно действует как деэмульгатор, растворяющий защитные оболочки глобул воды и поглощающий воду. Эффективность обезвоживания в этом случае повыщается, однако способ имеет два недостатка исключается подача промывной воды на ЭЛОУ (и соответственно снижается эффективность по глубине обессоливания) и фебуется специальная ступень для отделения обводненного спирта от нефти и обезвоживания спирта до его возврата на смещение с нефтью. [c.354] По этим причинам для обезвоживания и обессоливания ВВН и ПНБ используют только бензиновые или керосиновые фракции. [c.354] Промышленный опыт в этом направлении у нас в сфане пока мал, и по мере роста добычи тяжелых нефтей технология будет совершенствоваться. [c.354] Значительно больший опыт накоплен за рубежом (Канада), где ежегодно перерабатывается более 10 млн т ВВН и ПНБ, обезвоживание и обессоливание которых производится с рециркуляцией бензиновой фракции. [c.354]

Вернуться к основной статье

chem21.info

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ | Рузин

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Л. М. Рузин, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин, Р. А. Жангабылов, С. А. Калинин

Аннотация

В статье рассмотрены результаты лабораторных исследований механизма фильтрации на примере двух крупных уникальных месторождений высоковязкой нефти, представленными терригенным и карбонатным коллекторами. Сложная геолого-физическая характеристика месторождений затрудняет эффективную разработку тепловыми методами, которые являются безальтернативными вариантами в силу аномально высокой вязкости нефти. Путем проведения лабораторных исследований были исследованы реологические свойства, которые установили вязко-пластичные и тиксотропные свойства Ярегской нефти. Проведены промысловые эксперименты по оценке степени проявления неньютоновских свойств нефти методом “двухстороннего восстановления давления” при исследовании скважин, пробуренных на Лыаельской площади Ярегского месторождения. Для того, чтобы выявить влияние вязкоупругих характеристик на коэффициент вытеснения нефти были выполнены исследования при различных температурах в изотермических условиях. Установлены значения температур, при которых достигается наибольший коэффициент вытеснения нефти. Проведены исследования по оценке оптимальной температуры прогрева пласта, в которых температура пласта повышалась по ступенчатому режиму при неизменном градиенте давления на нефтенасыщенных образцах Ярегского песчаника. По результатам лабораторных экспериментов и расчетов, установлено, что при вытеснении высоковязкой нефти из высокопроницаемых коллекторов, коэффициент вытеснения может быть ниже, чем при вытеснении из низкопроницаемых. Проведены исследования по определению зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от температуры для карбонатных коллекторов пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Таким образом, можно заключить, что характер и эффективность вытеснения аномально вязких нефтей со сложной реологической характеристикой влияет целая группа факторов, различным образом влияющих на процесс нефтеизвлечения. Понимание механизма процесса извлечения на основе лабораторных данных позволит обосновать наиболее эффективную технологию.

Ключевые слова

нефть высоковязкая;вытеснение;пар;скважина;Ярегское месторождение;Усинское месторождение;лабораторные исследования;нефтеотдача;high-viscosity oil;repression;steam;well;Yarega field;Usinsk field;laboratory studies;oil recovery;

Полный текст:
PDF
Литература

Рузин Л.М., Чупров И.Ф. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. Ухта, 2007. 244с.

Добыча тяжелых высоковязких нефтей / Аметов И.М. [и др]. М.: Недра, 1985. 205 с.

Рузин Л.М. Особенности механизма нефтеотдачи пластов, содержащих высоковязкие нефти // Материалы симпозиума по неньютоновским жидкостям. Ухта, 1977. С. 62-65.

Рузин Л.М. Инновационные направления разработки залежей высоковязких нефтей и битумов // Нефтяное хозяйство. 2012. № 1. С. 70-73.

Дуркин С.М., Морозюк О.А., Рузин Л.М. Новые термошахтные технологии и оценка их эффективности путем численного моделирования // Нефть. Газ. Новации. 2013. № 4. С. 45-51.

Рузин Л.М., Морозюк О.А., Дуркин С.М. Особенности и инновационные направления освоения ресурсов высоковязких нефтей // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 51-53.

Рузин Л.М., Морозюк О.А., Дуркин С.М. Механизм нефтеотдачи неоднородных пластов, содержащих высоковязкую нефть // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 54-57.

DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ngdelo-2015-2-58-67

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.

(c) 2015 Л. М. Рузин, О. А. Морозюк, С. М. Дуркин, Р. А. Жангабылов, С. А. Калинин

Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

УФА, УГНТУ, 2017

ngdelo.ru