Совершенствование методов разработки высоковязких нефтей и природных битумов. Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скоплений

Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных энергетических ресурсов приобретают все большее значение в мировой экономике. Особое значение они имеют и в России, где месторождения легкой нефти выработаны более чем наполовину, и одновременно - действующие и потенциальные переработчики в большинстве случаев не имеют прямого доступа к ресурсам. Тем временем, по данным экспертов, мировые запасы тяжелых нефтей составляют более 810 млрд тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 млрд т (40-50 млрд баррелей), однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий. Немногие российские компании готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку.

Отправные точки

В связи с растущим потреблением и нефтепродуктов, стремлением экспортировать высокие сорта нефти, постепенным истощением ранее разведанных нефтяных месторождений, сверхвязкие тяжелые нефти становятся востребованными в экономике РФ. Такие нефти активно применяются в строительстве (дороги, здания), а после очистки их можно использовать в химической промышленности - для производства клеев и пластиков различного назначения.

Производство качественных битумов для дорожного хозяйства - перспективное направление. На сегодняшний день потребность отрасли в битумах, которые получают из фракций обычной и тяжелой нефти, составляет более 2,5 млн т. Учитывая, что темпы среднегодового роста спроса на битум в ближайшей перспективе ожидаются в пределах 10%, к 2015 году объемы его использования могут достигнуть 9–10 млн т. Кроме того, перспектива освоения природных битумов становится все более актуальной в связи с возможностью получения из них энергоносителей, альтернативных топочному мазуту и природному газу.

Основные мировые запасы углеводородов, как уже отмечалось, сосредоточены именно в тяжелой нефти. По разведанным запасам тяжелой нефти Россия занимает третье место в мире после Канады и Венесуэлы. Заметим, что одной из наиболее важных тенденций, наблюдаемых в современном нефтедобывающем секторе, является снижение добычи легкой нефти и нефти средней плотности. Запасы нефти, удобные для добычи, истощаются ускоренными темпами. В РФ степень выработанности запасов осваиваемых нефтегазовых месторождений достигла 60%, при этом добыча ведется с использованием сверхинтенсивных технологий. Другие месторождения находятся в северных районах и содержат трудноизвлекаемые запасы тяжелой нефти и сложные подгазовые залежи.

Основные проблемы нефте- и газодобывающей отрасли России заключаются в экстенсивном способе выработки и добычи углеводородов: из множества месторождений выбираются самые крупные с нефтью, обладающей лучшими свойствами. Месторождения, что залегают на больших глубинах, а также месторождения тяжелых нефтей - разрабатываются в последнюю очередь.

Серьезной проблемой является также то, что для перекачки как легкой, так и тяжелой нефти используется одна система трубопроводов, что приводит к ухудшению качества всей перекачиваемой нефти.

В связи с изложенным разработка новых технологий добычи тяжелых и сверхвязких нефтей является приоритетным направлением развития всей нефтяной отрасли. По мнению экспертов, оптимальный способ использования таких нефтей - переработка в легкую синтетическую нефть или в нефтепродукты вблизи места добычи, что снижает затраты на транспортировку.

Тяжелая ноша

Операционные затраты по добыче тяжелой нефти и природных битумов в 3-4 раза превосходят затраты на добычу легкой нефти, что связано не только с более высокой плотностью и вязкостью тяжелых нефтей, но и с недостаточной развитостью технологии ее добычи и переработки в нашей стране. Так, технология разделения основана на смешении тяжелой нефти с легкой нефтью или легкими дистиллятами. Только в последние годы на отечественных НПЗ стали использоваться современные технологии переработки тяжелой и сверхтяжелой нефтей. Многие из российских НПЗ имеют в своем составе только процессы неглубокой переработки нефти. В этом случае из нефти выделяют легкие и средние фракции, а мазут используют как котельное топливо. На ряде заводов реализован первый этап углубления переработки нефти - выделение из мазута вакуумных фракций и их каталитический крекинг. Некоторая часть остатка вакуумной ректификации гудрона используется для получения кокса, битумов, остаточных масел. Основная масса гудрона используется для производства электроэнергии и пара. В подобной схеме глубина переработки нефти при этом составляет обычно не более 70-75%, в то время как за рубежом, где широко развиты чрезвычайно дорогостоящие процессы переработки мазутов и гудронов, она достигает 90%.

Эксперты отмечают, что переработка тяжелой высоковязкой нефти еще более затруднительна, энергоемка и, как следствие, во многих случаях низкорентабельна и даже убыточна.

Признанным лидером российской переработки битумов является компания «Татнефть», в которой принята программа внедрения новых технологий переработки тяжелой нефти. В 2006 году на ОАО «Таиф-НК» реализован первый этап углубления переработки нефти - построена по новейшей отечественной технологии и успешно эксплуатируется установка каталитического крекинга. Планируется строительство комплекса по переработке гудрона, однако известные сегодня зарубежные процессы - низкоэффективные и дорогостоящие, особенно если учесть, что речь идет о гудроне весьма тяжелых нефтей Татарстана. В планах некоторых отечественных компаний («Лукойл», «Газпром») предусматривается модернизация заводов и строительство новых установок для переработки остатков тяжелых нефтей. Они сталкиваются с теми же проблемами, что и ОАО «Таиф-НК».

Технологические перспективы

Эксперты сходятся во мнении, что не за горами ускоренное развитие технологий переработки тяжелой нефти и остатков, полученных из них. Однако, вероятнее всего, большая часть технологий, которые будут использованы для этих целей российскими нефтяными компаниями, окажется разработанной за рубежом.

Впрочем, это связано не с отсутствием конкурентноспособных отечественных разработок, а с разрушением отечественной системы крупнопилотных и демонстрационных испытаний. По данным, полученным на специализированных конференциях, несколько новых технологий готовы к пилотным испытаниям. Примечательно, что именно на российских разработках базируется более 90% процессов, функционирующих на предприятиях России, и все эти разработки в период их внедрения были опережающими. Столь высокий уровень внедрения местных технологий отчасти связан с особенностями функционирования советской промышленности, однако в большей степени - демонстрирует возможности российской научной школы в этом технологическом секторе. К слову, США имеют на заводах данного профиля существенно большее число процессов, закупленных за рубежом.

На сегодняшний день готовы к масштабному внедрению несколько оригинальных процессов переработки остатков тяжелых нефтей, созданных в системе РАН. В частности, в Институте нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева совместно с другими академическими и отраслевыми институтами создана технология безостаточной и комплексной переработки тяжелых нефтей. Технология не имеет аналогов и базируется на применении ультрадисперсных катализаторов (нанокатализаторов) и прошла длительные испытания на крупнопилотной установке мощностью по тяжелой нефти 2 барреля в сутки. К процессу проявили интерес в Татарстане, регионе - инновационном лидере.

География изучена

Российские запасы тяжелой высоковязкой нефти оцениваются в 6-7 млрд т, 71,4% от общего объема залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных регионах. При этом в Приволжском и Уральском регионах содержится 60,4% от общероссийских запасов тяжелых и 70,8% вязких нефтей. Месторождения тяжелой нефти найдены в Татарии, Удмуртии, Башкирии, Самарской и Пермской областях.

Сегодня на долю тяжелой нефти приходится 23% от общей добычи нефти в РФ, при этом почти половина тяжелых нефтей добывается в Ханты-Мансийском АО (Вань-Еганское месторождение). В то же время практически не изучены запасы нефти в Кировской, Ульяновской областях, а также в республике Марий Эл.

Серьезные запасы тяжелых нефтей и битумов расположены в Татарстане, они составляют, по разным оценкам, от 1,5 до 7 млрд т. В последние годы здесь активно разрабатывается Ашальчинское месторождение: с начала 2007 года производят опытно-технологические работы по добыче тяжелой нефти.

Арктический регион России богат нефтегазовыми месторождениями: на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных нефтей. Их общие извлекаемые запасы составляют 1,7 млрд т. Сегодня разрабатываются только месторождения севера Тимано-Печорской провинции, где общий объем добычи не превышает 0,6 млн т в год. Непосредственно на шельфе, в Печорском море, на пяти открытых месторождениях сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлены тяжелыми и битуминозными нефтями. Особенностью освоения арктических месторождений является их оторванность от системы транспортных нефтепроводов и отсутствие развитой сети железных дорог. Единственным доступным из региона является морской транспорт.

Уже сейчас переработка тяжелой нефти дает возможность ее широкого использования. В Западной Сибири существует проект строительства завода по производству клеев и смол для нужд лесоперерабатывающего комплекса из нефтехимического сырья. В Нижневартовске запущен проект строительства НПЗ по выпуску высококачественного дорожного битума из тяжелых нефтей.

На полной мощности завод будет производить около 150 тыс. т битума в год. При этом потребность в дорожном битуме одного только Уральского региона, по мнению экспертов, может составить к 2010 году 377 тыс. т. Помимо выпуска основной продукции, завод займется изготовлением строительного и хрупкого битума, арктического дизельного топлива, маловязкого судового топлива, вакуумного газойля и компонента бензина.

Татарстан...

Татарстан располагает крупнейшим в России ресурсным потенциалом природных битумов. По качеству - нефть разрабатываемых месторождений преимущественно сернистая, высокосернистая (80%) и высоковязкая (67% остаточных извлекаемых запасов), а по плотности - средние и тяжелые (68% остаточных извлекаемых запасов). Добыча нефти в республике, как и во всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, находится на стадии естественного снижения, на протяжении последних лет в регионе удается поддерживать добычу на уровне 28-30 млн. тонн в год до 2020 года.

В настоящее время на балансе ОАО «Татнефть» (имеются лицензии) числятся запасы 21-го месторождения сверхвязких нефтей, в том числе балансовых - 118 млн т, извлекаемых - 41 млн т. Всего в Черемшано-Бастрыкской зоне имеется 98 месторождений высоковязких нефтей с геологическими запасами 461 млн т. Из них в программу освоения включены 45 месторождений с геологическими запасами 191 млн т. Месторождения разделены на три зоны с равными запасами нефти. Проектные технологии разработки по трем группам предусматривают и включают: бурение горизонтальных скважин - 1600 единиц, вертикальных скважин - 3540, оценочных скважин - 890 единиц. «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку двух месторождений с общими запасами 14,1 млн т и продолжает переговоры с зарубежными компаниями, владеющими технологиями внутрипластового горения, которые позволяют улучшить характеристики нефти - осуществить преобразование тяжелых нефтей в легкие.

Главная задача республики в сложившейся непростой ситуации - привлечение инвестиций и внедрение новых эффективных методов повышения извлечения битумов. Нулевая ставка НДПИ, введенная с 2006 года на добычу тяжелой нефти и битумов, послужит стимулом к дальнейшему увеличению эффективности нефтедобычи.

Разработана «Программа развития ТЭК Республики Татарстан на период до 2020 года». Программа предусматривает ввод в разработку 45 подготовленных к освоению месторождений битумов с разведанными запасами 43,5 млн т и доведение их добычи до 1,92 млн т в 2020 году. На существующих нефтеперерабатывающих мощностях в Нижнекамске с этой целью будут построены дополнительные установки.

Сегодня к битумным проектам региона проявляют активный интерес ряд ведущих нефтяных компаний мира - Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Repsol.

... и другие

В Республике Коми компания «Лукойл» ведет опытно-промышленные работы на Ярегском нефтетитановом месторождении, открытом в далеком 1932 году. Извлекаемые ресурсы нефти на данном месторождении составляют 31 млн т, добывается немногим более 5 тыс. т в год нефти с высоким содержанием серы. Месторождение подпадает под закон об обнулении НДПИ, и теперь компания придает планам по добыче и переработке тяжелой нефти большее значение. Планируется, что к 2011 году объемы добычи на Яреге возрастут до 3 млн т в год, а к 2015 году составят около 6 млн т. К этому же времени будут соответственно увеличены мощности Ухтинского НПЗ, на который ярегская нефть поступит для первичной обработки.

В ХМАО развивается добыча и производство высоковязких нефтей. На территории округа находится Вань-Еганское месторождение тяжелой нефти с уникальными свойствами. Поэтому в Югре рассматривают возможность строительства битумного завода производительностью более 100 тыс. т в год. Продукция будет поставляться как дорожным строителям ХМАО, так и в другие российские регионы. По предварительным оценкам, общая стоимость нового завода, который планируется возвести в районе Нижневартовска, порядка 150 млн долларов.

Арктический шельф и его побережье рассматриваются «Энергетической стратегией России» как одно из приоритетных направлений развития нефтедобычи. В российской Арктике на шельфе и побережье Печорского и Карского морей разведано 19 месторождений тяжелых и битуминозных видов нефти. Из общих извлекаемых запасов нефти в регионе 1,7 млрд т - это запасы тяжелой нефти, они составляют 1,1 млрд т. На пяти крупных месторождениях, открытых на шельфе Печорского моря, сосредоточено 0,4 млрд т извлекаемых запасов, 85% которых представлено тяжелыми и битуминозными нефтями. По оценке специалистов, на месторождениях Варандейморе («Арктикшельфнефтегаз»), Приразломное («Севморнефтегаз») и Северо-Гуляевское (нераспределенный фонд недр) - 100% извлекаемых запасов, на месторождении Медынское-море («Арктикшельфнефтегаз») - 99%, на основных горизонтах Долгинского («Газпром») - 82%. Администрация Северо-Западного федерального округа поддержала предложение Мурманской области о создании на Кольском полуострове производства по переработке тяжелых шельфовых нефтей, перевозимых через Мурманский транспортный узел. Создание НПЗ по переработке арктической тяжелой нефти позволит решить две важные задачи:

обеспечить регион доступными энергоресурсами,
повысить рентабельность освоения шельфовых месторождений за счет экспорта легких продуктов перегонки с большей добавленной стоимостью.

Дело государственной важности

Сегодня государство осознало важность поиска новых технологий и оборудования для добычи тяжелой, высоковязкой нефти - ценного сырья для получения множества полезных нефтехимических продуктов. Значительные ресурсы в области нефтедобычи направляются на разработку и развитие новых способов добычи нефти, которые позволят повысить технико-экономические показатели разработки месторождений тяжелых нефтей. Для этого, согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» в нефтегазовый комплекс требуется вложить 400-440 млрд долларов, т. е. годовые инвестиции должны составить около 23-25 млрд долларов. Однако нефтяные компании вкладывают в нефтяную промышленность не более 5,3-5,7 млрд долларов в год, что почти в 4 раза ниже требуемого объема, и это осложняет разработку и внедрение новых технологий.

Введенные правительством РФ льготы по НДПИ для выработки сверхвязких нефтей должны стать серьезным стимулом для активизации разработки месторождений природных битумов, тем более - в условиях дефицита финансовых средств. Такими льготами ранее воспользовалась компания «Татнефть». Сегодня в пределах лицензионных территорий ОАО «Татнефть» находятся двенадцать разведанных месторождений тяжелых нефтей, которые включены в Государственный баланс запасов России. Два из них - Мордово-Кармальское и Ашальчинское - находятся в режиме опытно-промышленной разработки. Ее результаты показали, что «Татнефть» может добывать такую нефть в промышленных масштабах.

Арктический шельф России рассматривается правительством как один из ключевых регионов поддержания и роста добычи нефти, что особенно актуально в условиях стагнации нефтедобычи в основных регионах страны. Для координации освоения шельфа Министерство природных ресурсов РФ разработало государственную «Стратегию изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года». С целью повышения инвестиционной привлекательности проведения геологоразведочных работ и освоения месторождений Арктического шельфа рассматриваются различные возможности стимулирования вложений в шельфовые проекты: снижение стандартных ставок налогов и платежей, налоговые каникулы. Кроме того, могут быть использованы инвестиционные вычеты, освобождение от налогообложения при проведении геолого-разведочных работ и снижение пошлин на уникальное импортное оборудование.

Разработка месторождений высоковязких нефтей в России актуальна как никогда. Однако для добычи нетрадиционных ресурсов (битумы, тяжелые нефти, газовые гидраты) требуются колоссальные инвестиции и, что еще важнее, новые технологии, к внедрению которых стремится всего несколько компаний. Крайне важно не упустить технологические преимущества, которые даст внедрение опережающих российских разработок. Принятые государством поправки в Налоговый кодекс устанавливают льготы на добычу полезных ископаемых при освоении месторождений тяжелых и высоковязких нефтей, но по какой-то причине специалисты в области налоговой политики остановились на половине пути. Говорить о достижении рентабельности и даже о самой разработке новых нефтяных проектов - можно будет лишь в случае установления таких льгот по всему технологическому коридору, который проходят «тяжелые нефти», - кроме добывающих компаний льготы должны получить НПЗ, перерабатывающие тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Достаточно высокие значения нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких нефтей могут быть достигнуты лишь при реализации тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Вместе с тем, учитывая значительные затраты при реализации МУН, в последнее время был разработан и ряд новых технологий холодной добычи нефти. Нами на практических занятиях будут рассмотрены все существующие на сегодня технологии добычи высоковязкой нефти

В рамках данной лекции остановимся на тепловых методах разработки высоковязких нефтей.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи.

Для повышения КИН месторождения ВВН целесообразно повышение температуры пласта. Вода обладает свойством переносить гораздо большее количество тепла, чем любая другая жидкость, в том же агрегатном состоянии. При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты чем вода (в 3,5 раза при 20 атм, в 1,8-при 150 атм).

При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная-добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная её часть теряется из-за тепловых потерь:

При течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

при повышение температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

Вытеснение нефти нагретой водой

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в направлении его развития. Однако для лучшего понимания начнём их описание в обратном порядке, как показано на рисунке 1.

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определённых условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растёт, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижение (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации – в этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородом.

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Различают 3 основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя (рисунок 2).

Зона 1 – в начале зоны конденсации сосуществует три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счёт гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация) – в этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментально исследовании вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рисунок 3). Эта средняя температура является промежуточной между температурами твёрдого пористого тела и заполняющих его флюидов

Зона 3 – процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объём единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственном воды той же температуры и с тем же массовым расходом.

Пароциклическое воздействие на скважину

Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытеснения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторён (рисунок 4).

Фаза нагнетания – развитие процесса в этой фазе, пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания – скважина закрыта. Привнесённая тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая своё тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.

Фаза извлечения нефти – уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень её добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества – сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть – нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум который достигается в непосредственной близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

Что касается других составляющих энергетического баланса, отметим полное преобразование механической энергии, подведённой к месторождению вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая энергия для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и т.д.).

Естественно предположить, что при повторениях такого цикла добыча нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать влияние очистки и засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины, лишь затем уровень добычи начинает снижаться в результате истощения месторождения. Однако такое положение, отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями, не всегда согласуется с данными промысловых испытаний. В частности, это замечание относится к трём циклам, где необходимо учитывать влияние побочных эффектов.

Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителем

Повышение температуры пласта влечёт за собой:

1) Уменьшение вязкости нефти и соответственно, изменение подвижностей нефти и воды;

2) Тепловое расширение твёрдого тела и жидкостей;

3) Изменение межфазного натяжения на границе нефть-вода;

4) Изменение смачиваемости.

Относительное влияние различных факторов

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения каждый из описанных выше факторов – снижение отношения вязкостей изменения относительных проницаемостей, а также термическое расширение – оказывает воздействие на процесс (рисунок 5). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи до прорыва фронта воды.

Для добычи лёгкой нефти большое значение имеет термическое расширение. В этом случае отношение µ h / µ e очень слабо зависит от температуры и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть-вода является убывающей функцией температуры.

Для тяжёлой нефти отношение µ h / µ e резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.

Рисунок 1. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 2. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 3. Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром

Рисунок 4. Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину

Рисунок 5. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

транспортировка высоковязкой нефти

реферат

ВВЕДЕНИЕ

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

Гидротранспорт высокоязких нефтей

Перекачка термообработанных нефтей

Перекачка нефтей с присадками

Перекачка предварительно подогретых нефтей

Способ перекачки путем кавитационного воздействия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай.

Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности. Существуют различные способы трубопроводной перекачки высоковязких нефтей.

В настоящее время добываются значительные объемы нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или содержащие большое количество парафина и вследствие этого застывающие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей по трубопроводам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

перекачку с разбавителями;

гидротранспорт высоковязких нефтей;

перекачку термообработанных нефтей;

перекачку нефтей с присадками;

перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углеводородных разбавителей - газового конденсата и маловязких нефтей.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Это связано с тем, что, во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавители асфальто - смолистых веществ последние, адсорбируясь Hi поверхности кристаллов парафина, препятствуют образований прочной структурной решетки.

Первые в нашей стане опыты по перекачке нефтей с разбавителем (керосиновый дистиллят) были проведены инженерами: А. Н. Сахановым и А. А. Кащеевым в 1926 г. Полученные результаты были настолько впечатляющими, что были использованы при проектировании нефтепровода «Грозный- Черное море». В настоящее время перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей с разбавителями широко применяется в нашей стране и за рубежом. Например, высокопарафинистая манышлакская нефть, перекачивается в район г. Самары в подогретом состоянии, а потом смешивается с маловязкими нефтями Поволжья и закачивается в нефтепровод «Дружба».

В общем случае выбор типа разбавителя производится с учетом эффективности его действия на свойства высоковязкой и высокозастывающей нефти затрат на получение разбавителя, его доставку на головные сооружения нефтепровода и на смешение.

Любопытно, что на геологические свойства нефтяной смеси оказывает влияние температура смешиваемых компонентов. Однородная смесь получается, если смешение производится при температуре на 3-5 градусов выше температуры застывания вязкого компонента. При неблагоприятных условиях смешения эффективность разбавителя в значительной степени уменьшается и может произойти даже расслоение смеси.

2. Гидротранспорт высокоязких нефтей

Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

перекачка нефти внутри водяного кольца;

перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;

послойная перекачка нефти и воды.

Рисунок 1 - Гидроперекачка нефти внутри водяного кольца:

а - с применением винтовой нарезки; б - с применением кольцевых муфт; в - с использованием перфорированного трубопровода.

Еще в 1906 г И. Д.Исаак осуществил в США перекачку высоковязкой (п = 25 102 /c) калифорнийской нефти с водой по трубопроводу диаметром "6 мм на расстояние 800 м. К внутренней стенке трубы была приварен спирально свернутая проволока, обеспечивающая закрутку потока (рисунок 1). В результате более тяжелая вода отбрасывалась непосредственно к стенке, а поток нефти двигался внутри водяного кольца, испытывая минимальное трение. Было установлено, что максимальна производительность трубопровода при постоянном перепаде давление достигалась при соотношении расходов нефти и воды, равном9:1. Результаты эксперимента были использованы при строительстве промышленного нефтепровода диаметром 203 мм и протяженностью 50 км. Винтовая дорожка в нем имела высоту 24 мм и шаг около 3 м.

Однако широкого распространения данный способ транспорта не получил из-за сложности изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб. Кроме того, в результате отложения парафина нарезка засоряется, водяное кольцо у стенки не формируется, что резко ухудшает параметры перекачки.

Сущность другого способа гидротранспорта состоит в том, что высоковязкая нефть и вода смешиваются перед перекачкой в такой пропорции, чтобы образовалась эмульсия типа «нефть в воде» (рисунок 2). В этом случае капли нефти окружены водяной пленкой и поэтому контакта нефти со стенкой трубы не происходит.

Рисунок 2 - Гидроперекачка в виде эмульсии:

а - типа «нефть в воде»; б - типа «вода в нефти»

Для стабилизации эмульсий и придания стенкам трубопровода гидрофильных свойств, т.е. способности удерживать на своей поверхности воду, в них добавляют поверхностно - активные вещества (ПАВ). Устойчивость эмульсии типа «нефть в воде» зависит от типа и концентрации ПАВ, температуры, режима течения потока, соотношения воды и нефти в смеси.

Уменьшение объема слюды в смеси ухудшает устойчивость эмульсии. В результате экспериментов установлено, что минимально допустимое содержание воды 1авно 30 %.

Недостатком данного способа гидротранспорта является опасность инверсии фаз, т. е. превращения эмульсии «нефть в воде» в эмульсию «вода в нефти» при изменении скорости или температуры перекачки. Такая эмульсия имеет вязкость даже большую, чем вязкость исходной нефти. Кроме того, при прохождении эмульсии через насосы она очень интенсивно перекачивается и впоследствии ее сложно разделить на нефть и воду.

Наконец, третий способ гидротранспорта - это послойная перекачка нефти и воды (рисунок 3). В этом случае вода, как более тяжелая жидкость, занимает положение у нижней образующей трубы, а нефть - у верхней. Поверхность раздела фаз в зависимости от скорости перекачки может быть как плоской, так и криволинейной. Уменьшение гидравлического сопротивления трубопровода в этом случае происходит в связи с тем, что часть нефти контактирует не с неподвижной стенкой, а с движущейся водой. Данный способ перекачки также не может быть применен на трубопроводах с промежуточными насосными станциями, т.к. это привело бы к образованию стойких водонефтяных эмульсий.

Рисунок 3 - Структурные формы водонефтяного потока при послойной перекачке нефти и воды: а - линзовая; б - раздельная с плоской границей; в - раздельная с криволинейной границей; г - кольцевая эксцентричная; д - кольцевая концентричная

Каждая структурная форма течения устанавливается самопроизвольно, как только достигаются условия для ее существования.

Связь структурных форм водонефтяного потока с величиной гидравлического уклона. Согласно экспериментальным исследованиям Ф.М.Галина, она такова (рисунок 4).

Рисунок 4 - Зависимость гидравлического уклона от расхода при перекачке смеси нефти и воды

3. Перекачка термообработанных нефтей

Термообработкой называется тепловая обработка высокопарафинистой нефти, предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, и последующее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических параметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были выполнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и уменьшить температуру застывания на 20 градусов.

Установлено, что улучшение реологических свойств нефтей связано с внутренними изменениями в них, происходящими в результате термообработки. В обычных условиях при естественном охлаждении парафинистых нефтей образуется кристаллическая парафиновая структура, придающая нефти свойства твердого тела. Прочность структуры оказывается тем больше, чем выше концентрация парафина в нефти и чем меньше размеры образующихся кристаллов. Осуществляя нагрев нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов, мы добиваемся их полного растворения. При последующем охлаждении нефти происходит кристаллизация парафинов. На величину, число и форму кристаллов парафина в нефти оказывает влияние соотношение скорости возникновения центров кристаллизации парафина и скорости роста уже выделившихся кристаллов. Асфальто-смолистые вещества, адсорбируясь на кристаллах парафина, снижают его поверхностное натяжение. В результате процесс выделения парафина на поверхности уже существующих кристаллов становится энергетически более выгодным, чем образование новых центров кристаллизации. Это приводит к тому, что в термообработанной нефти образуются достаточно крупные кристаллы парафина. Одновременно из-за наличия на поверхности этих кристаллов адсорбированных асфальтенов и смол силы коагуляционного сцепления между ними значительно ослабляются, что препятствует образованию прочной парафиновой структуры.

Рисунок 5 - Восстановление эффективной вязкости озексуатской (1) и жетыбайской (2) нефтей во времени после термообработки

Эффективность термообработки зависит от температуры подогрева, скорости охлаждения и состояния нефти (статика или динамика) в процессе охлаждения. Оптимальная температура подогрева при термообработке находится экспериментально, наилучшие условия охлаждения - в статике.

Следует иметь в виду, что реологические параметры термообработанной нефти с течением времени ухудшаются и в конце концов достигают значений, которые нефть имела до термообработки (рисунок 5). Для озексуатской нефти это время составляет 3 суток, а для мангышлакской - 45. Так что не всегда достаточно термически обработать нефть один раз для решения проблемы ее трубопроводного транспорта. Кроме того, капитальные вложения <#"214" src="/wimg/16/doc_zip7.jpg" />

Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема «горячей» перекачки

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают пункты подогрева. Промежуточные насосные станции размещают в соответствии с гидравлическим расчетом, но обязательно совмещают с пунктами подогрева, чтобы облегчить их эксплуатацию. В конце концов нефть закачивается в резервуары конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

Перекачка нефти по «горячим» трубопроводам ведется с помощью обычных центробежных насосов. Это связано с тем, что температура перекачиваемой нефти достаточно высока, и поэтому ее вязкость невелика. При выталкивании остывшей нефти из трубопроводов используются поршневые насосы, например марки НТ-45. Для подогрева нефти используют радиантно-конвекционные печи, КПД которых достигает 77 %.

Но практически все магистральные нефтепроводы неизотермические. От температуры зависит вязкость перекачиваемой нефти, гидравлическое сопротивление трубопровода, подача Q и давление P центробежных насосов (ЦБН). Следовательно, себестоимость перекачки также зависит от температурного режима трубопровода. Поэтому расчет эксплуатационных режимов для летних и зимних условий, квазистационарных и нестационарных, должен выполняться с учетом теплообмена трубопровода с окружающей средой. Неизотермичность потока может быть вызвана различными причинами:

Температура вязкой нефти может повышаться по мере ее следования на перегонах между насосными станциями за счет выделения тепла трения. Анализ фактического материала по 19-ти магистральным трубопроводам, включая нефтепроводы "Дружба", Шаим - Тюмень, Александровское - Анжеро - Судженск, Усть - Балык - Омск, нефтепроводы Западной и Северо-Западной Сибири, Верхне - Волжские, нефтепроводы Тэбук - Ухта, Уса - Ухта и др., выявил явные, в 1,5-2 раза по отношению к среднему значению, изменения коэффициента теплопередачи. Этот факт свидетельствуют также о нестационарности теплообмена трубопроводов с окружающей средой. Нестабильность теплогидравлических режимов магистральных нефтепроводов приводит к перерасходу электроэнергии на перекачку и превышению эксплуатационных затрат.

При закачке в трубопровод нефти с температурой, отличающейся от температуры окружающей среды вдоль трассы, формируется неизотермический начальный участок, длина которого может быть соизмерима или равна длине перегона между насосными станциями. Нефть, добытая из недр Земли, обработанная присадками (температура ввода присадок порядка 50…70°С) или прошедшая специальную термообработку, улучшающую ее транспортабельные свойства, перекачивается в неизотермическом режиме. Так как температурные режимы начальных участков трубопроводов нестабильны, сильно зависят от климатических условий, то теплогидравлический расчет таких участков должен выполняться с учетом нестационарного теплообмена. Характерная ситуация сложилась на нефтепроводе Кумколь - Каракоин Восточного филиала НКТН КазТрансОйл. В условиях глубокой недогрузки по производительности расчет эксплуатационных режимов и обоснование способов перекачки вязкопластичной нефти, обладающей тиксотропными свойствами, весьма проблематичен. Введение депрессорных присадок в поток требует подогрева нефти и делает перекачку нефти по трубопроводу неизотермической. Следует отметить, что использование присадок не решает проблемы. В холодные зимние периоды создаются ситуации, когда нефть прокачать невозможно. В условиях Средней Азии способ "горячей" перекачки Кумкольских нефтей, не требующий дорогостоящих присадок, может оказаться экономически выгодным. Следует отметить, что имеется богатый опыт эксплуатации в подобных условиях крупнейшего "горячего" нефтепровода большого диаметра (720-1020 мм) Узень - Гурьев - Куйбышев, по которому перекачивалась высокозастывающая мангышлакская нефть с температурой застывания tз = 28 °С и температурой нагрева tн = 65 °С. В настоящее время этот трубопровод также неизотермический, но работает на пониженных температурных режимах, порядка 30 °С, так как смесь нефтей, идущая по трубопроводу, имеет умеренную вязкость. С увеличением доли высоковязких нефтей температура перекачки будет соответственно возрастать. Для магистрального нефтепровода Уса - Ухта, по которому перекачиваются высокозастывающие нефти Тимано - Печерской нефтегазоносной провинции с добавлением депрессорных присадок, также остро стоит проблема расчета и обоснования режимов перекачки нефтей по трубопроводу. Дело в том, что доля тяжелой и высокопарафинистой нефти, обладающей вязкопластичными свойствами, в перспективе будет колебаться в пределах 37…56 % , а использование депрессорных присадок может не дать ожидаемого эффекта. Способ "горячей" перекачки в настоящее время рассматривается как альтернативный.

Особую сложность представляют собой расчеты "горячих" трубопроводов, по которым перекачка высоковязких и высокозастывающих жидкостей осуществляется при более высоких температурах, порядка 60-120 °С. При "горячей" перекачке осуществляется подогрев нефти в печах промежуточных тепловых станций, что не только увеличивает себестоимость трубопроводного транспорта нефти или нефтепродуктов, но и ставит специфические проблемы надежности и экологической безопасности системы. Так как подогретая нефть со временем остывает, а специально обработанная нефть теряет временно улучшенные транспортабельные свойства, то как для "горячих", так и для любых неизотермических трубопроводов, должны рассчитываться:

) время безопасной остановки τбо и пусковые параметры центробежных насосов (подача Q и давление Р) на момент возобновления перекачки;

) время прогрева трубопровода τпр при пуске его из холодного состояния;

) время безопасной работы τбр трубопровода на пониженных режимах (при временном уменьшении подачи насосов, снижении температуры нагрева перекачиваемой нефти и т.д.).

При расчетах эксплуатационных режимов неизотермических трубопроводов необходимо считаться с тем, что подобные системы практически не работают в проектных режимах по ряду причин, таких, как климатические изменения окружающей среды (температуры, свойств грунта и т.п.), сезонность загрузки системы, поэтапный ввод мощностей, старение и износ оборудования, падение производительности вследствие истощения месторождений, изменение грузопотоков и т.д. Поэтому, как для "горячих", так и просто неизотермических трубопроводов, характеризующихся менее интенсивной теплоотдачей, реальна опасность "замораживания" трубопровода или "сбрасывания" подачи вследствие чрезмерного роста гидравлического сопротивления. Поэтому к теплогидравлическим расчетам таких трубопроводов предъявляются повышенные требования. Кроме обычного проектировочного теплогидравлического расчета необходимо выполнять расчеты нестационарных режимов, таких, как пуск, остановка и возобновление перекачки. Динамические характеристики могут быть построены для жидкостей с различными реологическими моделями. Большим преимуществом данного метода является то, что он позволяет учесть изменение подачи центробежных насосов вследствие изменения гидравлического сопротивления трубопровода. При использовании соответствующей программы на ЭВМ становится возможным учесть при этом также изменение и других параметров перекачки и теплообмена.

В настоящее время в мире эксплуатируются более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень-Гурьев-Куйбышев».

6. Способ перекачки путем кавитационного воздействия

Большой интерес представляют результаты экспериментального исследования изменения вязкости нефти путем кавитационного воздействия по способу, в котором предложено устройство, содержащее в линии трубопровода полый цилиндрический корпус переменного сечения, включающий плавное сужение, обеспечивающее возникновение кавитации. В качестве высокоамплитудных колебаний в жидкости выступают кавитационные пузырьки, обладающие высокой скоростью, за счет чего происходит снижение вязкости нефти.

Может быть рассчитан кавитационной модуль обработки парафинистой нефти с целью снижения её вязкости, на ее основе которого разработана гидродинамическая проточная установка и проведены ее испытания. Эксперименты показали, что после сонохимической обработки нефти вязкость нефти была снижена на 35%.

Основным недостатком этого устройства является интенсивный кавитационный износ его рабочих поверхностей, генерирующих (из зародышевых ядер) кавитационные пузырьки, большая часть которых схлопывается на этих поверхностях. Другим недостатком является слабая степень регулирования интенсивности кавитационной обработки, так как количество ядер кавитации в исходной нефти регулировать затруднительно. Кроме того, размеры образующихся в таких устройствах кавитационных пузырьков, от которых в основном зависит интенсивность кавитационно-куммулятивной обработки также практически не поддаются регулированию. Время нахождения ядра кавитации в зоне разрежения, необходимое для образования пузырька требуемых размеров, в таких устройствах может изменяться в очень малых пределах и связано с частотой пульсаций, вибраций и т. д. Основной параметр, определяющий кинетику кавитационного воздействия - первоначальный (перед схлопыванием) размер кавитационных пузырьков может изменяться в весьма нешироких пределах и зачастую далек от максимального. Перечисленные недостатки негативно проявляются в обработанной нефти - незначительное снижение вязкости, малое время тиксотропного восстановления.

Анализ исследований по применению УЗ и гидродинамической кавитации в нефтях для интенсификации различных технологических процессов, показывает перспективность этого метода. Однако, УЗ кавитация не нашла широкого применения на предприятиях с большим объемом производства по ряду причин: значительных энергозатрат на генерацию кавитационных пузырьков, резкого затухания ультразвуковых волн в технологических суспензиях, ограничения локального воздействия зоной колебаний излучающей поверхности, разрушения рабочих поверхностей кавитацией и т. д.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее изученным и распространенным способом транспорта высоковязких нефтей в настоящее время является их "горячая перекачка" по трубопроводам. Несмотря на то, что это наиболее отработанная технология, она обладает серьезными недостатками. Прежде всего, это высокая энергоемкость, т.к. в качестве топлива при подогреве, как правило, используется сама же транспортируемая среда - ценное химическое сырье и топливо (нефть, мазут).

Вторая трудность связана с тем, что при неблагоприятных погодных условиях возможно "замораживание" трубопровода. Наконец, сооружение таких трубопроводов в районах с мерзлыми и посадочными грунтами затруднено по экологическим соображениям из-за проблематичности обеспечения надежности конструкции и осложнений в технологии строительства.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1Коршак, А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов / А.А. Коршак, А.М. Нечваль. - СПб.:Недра, 2008.- 488 с.

Гаррис, Н.А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (модель вязкопластичной жидкости) // Нефтегазовое дело.- 2014. -№1.- C.10-13.

Способ добычи высоковязкой нефти включает подлив в затрубное пространство разжижителя, содержащего следующие компоненты, мас.%: анионное поверхностно-активное вещество 0,3-0,7, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,8-1,2, гидроокись щелочных металлов 5-40% концентрации 0,5-8,3 и воду хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи высоковязкой нефти. Известен способ добычи высоковязкой нефти путем закачки в призабойную зону пласта разжижителя и последующей его продавки отсепарированной нефтью, закачиваемой по затрубному пространству /I/. При данном способе временно достигается добыча, а после окончания действия разжижителя приходится вновь закачивать свежую порцию его. В результате процесс добычи нефти прерывается, а на подачу новой порции разжижителя приходится тратить значительное время. Такой способ имеет низкую эффективность. Более близким к предлагаемому является способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя /2/. В качестве разжижителя по данному способу в затрубное пространство подливают легкую нефть. Так как эта нефть легче, чем добываемая из скважины, то она "плавает" сверху и не оказывает должного воздействия на вязкую тяжелую нефть. Поэтому подливаемая нефть скорее попадает на прием штангового насоса и откачивается из скважины, не оказывая должного разжижающего воздействия на нефть, находящуюся ниже приема насоса. Поэтому эффективность способа низкая, особенно на глубоких скважинах, где продуктивные пласты находятся на значительной глубине по сравнению с глубиной подвески штанговых насосов. К недостаткам способа следует отнести и высокие затраты на доставку легкой нефти с других площадей и необходимость строительства дополнительных коммуникаций для ее приема. Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти и снижение затрат при этом. Эта задача достигается тем, что в известном способе добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. анионоактивное ПАВ 0,3-0,7 Неионогенное ПАВ 0,8-1,2 Гидроокись щелочных металлов 5-40% концентрации 0,5-8,3 Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное При этом разжижитель подают в затрубное пространство в количестве от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти и его удельный вес превышает удельный вес добываемой нефти не менее чем на 0,05 г/см 3 . Способ осуществляют следующим образом. На промысле с высоковязкой нефтью монтируют емкость с разжижителем, удельный вес которого выше удельного веса добываемой нефти хотя бы на 0,05 г/см 3 . Емкость обвязывают с нефтяными скважинами и подают в затрубное пространство этих скважин разжижитель с производительностью от 0,2 до 0,35 от объема добываемой нефти. Так как разжижитель тяжелее нефти, то при подливе его в затрубное пространство он опускается ниже приема глубинного насоса, вплоть до призабойной зоны. При опускании разжижитель контактирует со всем столбом нефти, находящимся выше продуктивного пласта, и при этом оказывает комплексное воздействие на высоковязкую нефть. В разжижителе имеется три группы реагентов: вода хлоркальциевого типа, гидроокись щелочных металлов и смесь двух ПАВ. Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% по составу близка к пластовым водам, являющихся постоянными спутниками нефтяных месторождений, поэтому при смешивании такой воды не происходит нежелательных последствий: ее загущение и пр. Добавка такой воды к нефти обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода. Приведенные опыты показали, что если при добавке дистиллированной воды межфазное натяжение на границе нефть-вода составило 27,5 мН/м, то при добавке воды хлоркальциевого типа натяжение снизилось до 20,5 мН/м, а этой же воды с добавкой в нее щелочи до 8,9 мН/м. Такая вода является сильным электролитом. В результате она не только смачивает поверхность труб, но и обволакивает их, что исключает контакт с ними высоковязкой нефти, имеющей высокое трение по металлу. Это дополнительно улучшает условия продвижения нефти от продуктивного пласта до приема насоса. Однако хлористых солей в воде должно быть не больше 20% так как названные выше полезные свойства остаются на том же уровне, а удельный вес разжижителя повышается в значительной мере. Это приводит к дальнейшему увеличению удельного веса добываемой продукции, что вызывает снижение дебита нефтяных скважин. Наличие гидроокиси щелочных металлов дает возможность воздействовать на нафтеновые кислоты, имеющиеся в большом количестве в вязких нефтях. В результате взаимодействия образуются соли нафтеновых кислот, хорошо растворимые в воде. Соли нафтеновых кислот являются активными ПАВ, которые дополнительно снижают силы поверхностного натяжения на границе нефть-металл-вода. Кроме этого, эти ПАВ являются активными диспергаторами асфальто-смолисто-парафиновых образований /АСПО/ и снижают адгезию АСПО к металлу. Добавка смеси двух ПАВ: анионоактивных и неионогенных обеспечивает достижение ряда полезных моментов, которые не могут быть достигнуты при одиночном применении этих или других ПАВ. Так как данная смесь ПАВ /дальше СПАВ/ в своем составе имеет ароматические соединения, то она является активным растворителем АСПО. Одновременно эта СПАВ является диспергатором парафина. При разрушении парафина разрушается и АСПО. Раствор СПАВ в воде хлоркальциевого типа приводит к снижению температуры застывания высокопарафинистой нефти, а такими являются все высоковязкие нефти. Проведенные лабораторные исследования с нефтями Бугреватовского месторождения показали, что температура застывания нефти снижалась с 73-65 o С до 41-27 o С. Это приводит к тому, что при имеющихся температурных условиях добычи нефти в условиях Украины кристаллизация парафина почти полностью исключена при внедрении данного способа добычи. Добавка таких СПАВ предотвращает образование стойких водонефтяных эмульсий, которые ухудшают условия откачки нефти как по стволу скважины, так и по нефтепроводам. Добавки данных СПАВ снижают скорость выделения газа из нефти, за счет чего улучшается работа глубинных насосов. В растворе воды хлоркальциевого типа и с добавкой щелочи улучшается растворимость этих ПАВ. Такая система повышает олефильность мицелярных структур /а такими являются высоковязкие нефти/. За счет этого обеспечивается более надежное смачивание частичек парафина, предотвращается их слипание и отложение на стенках труб. Таким образом, каждая из входящих групп реагентов в состав разжижителя оказывает свое воздействие на вязкую нефть, а находясь вместе, они дополняют друг друга и усиливают общий эффект. Состав разжижителя подобран опытным путем. При меньших величинах состава компонентов, чем нижнее значение, не достигается нужного разжижения и падает добыча нефти. При значениях, больше чем верхний предел компонентов, указанный в формуле, резко увеличивается расход реагентов, а добыча нефти не увеличивается. При подаче разжижителя меньше 0,2 объема добываемой нефти качественного разжижения нефти не достигается и не достигается намеченной добычи нефти. При подаче разжижителя больше чем 0,35 от объема добываемой нефти, резко увеличивается расход химических реагентов, трудозатрат на их приготовление, а увеличения добычи не достигается. Более того, начиная с 0,40 от объема добываемой нефти, дебит начинает снижаться за счет того, что увеличивается удельный вес добываемой продукции. Примеры осуществления способа: Пример 1. Скважина глубиной 3800 м. Нефтяной горизонт на глубине 3639-3697 м. Нефть высоковязкая и высокопарафинистая: плотность нефти в поверхностных условиях 0,961 г/см 3 , вязкость при температуре 50 o С в поверхностных условиях 1000 спз, содержание смол 14,6% Возможный дебит скважины 9 тс/сут. Приготовили 3,5 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /ТЭАС-М/ 0,57 NаОН 40% концентрации 5,14 Неионогенное ПАВ /неонол/ 1 Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 13,7% и удельного веса 1,12 г/см 3 Остальное В объемном выражении это составило, л:
ТЭАС-М 20
NаОН 180
Неонол 35
Пластовая вода 3265. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,13 г/см 3 . Превышение удельного веса такого состава над удельным весом нефти составило 1,13 0,961 0,169 г/см 3 , что достаточно для обеспечения нормального "продвижения" разжижителя сквозь столб нефти от приема насоса до призабойной зоны. Ввиду достаточно высокого превышения удельного веса подачу разжижителя производили со скоростью 0,2 от объема добываемой нефти, т.е. 9 0,961 х 0,2 1,87 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая со скважины продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,995 г/см 3 , вязкость 81 спз. Пример 2. Данные по скважине те же. Плотность нефти 0,92 г/см 3 , вязкость в поверхностных условиях при температуре 50 o С 950 спз. Дебит скважины 5 тс/сут. Приготовили 5 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /сульфанол/ 0,57
КОН 20% концентрации 6,3
Неионогенное ПАВ/дисольван/ 0,8
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 20% Остальное. В объемном выражении это составило, л:
сульфанол 28,5
КОН 315
Дисольван 40
Пластовая вода 4616,5. Все это тщательно перемешали и получили разжижитель удельного веса 1,18 г/см 3 . Превышение удельного веса приготовленного состава над удельным весом нефти равно 1,18 0,92 0,26 г/см 3 . Ввиду значительного превышения удельного веса разжижителя подачу его сделали минимальной и равной 0,2 от объема дебита скважины: 5 0,92 х 0,2 0,92 м 3 /сут. Приготовленного раствора хватит на 5 0,92 5,4 сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,97 г/см 3 , вязкость 96 спз. П р и м е р 3. Плотность нефти на другом блоке этого же месторождения составила 0,89 г/см 3 , вязкость 910 спз, дебит скважины 6 тс/сут. Приготовили 4 м 3 разжижителя следующего состава, мас. Анионоактивное ПАВ /реагент ДС-РАС/ 0,3
NаОН 30% концентрации 0,5
Неионогенное ПАВ /превоцел/ 1,1
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 6% Остальное. В объемном выражении это составило, л:
Реагент ДС-РАС 12
Каустическая сода 20
Превоцел 44
Пластовая вода 3924. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,05 г/см 3 , превышение удельного веса разжижителя над удельным весом нефти составило 1,05 0,89 0,16 г/см 3 , что достаточно для нормального опускания состава по всему стволу скважины. Подачу разжижителя делали со скоростью 0,35 от ожидаемого дебита нефти, т.е. 6 0,89 x 0,35 2,36 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,94 г/см 3 , вязкость 90 спз. Глубинно-насосное оборудование при таких параметрах продукции работало нормально. П р и м е р 4. В другом блоке месторождения плотность нефти 0,85 г/см 3 , вязкость 521 спз, ожидаемый дебит нефти 8 тс/сут. Для таких условий приготовили 12 м 3 разжижителя следующего состава:
ТЭАС-М /анионоактивное ПАВ/ 0,7
NаОН 5% концентрации 8,3
Неионогенное ПАВ /OП-1O/ 1,2
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей 9% остальное. В объемном выражении это составило, л:
ТЭАС-М 84
Каустическая сода 996
ОП-10 144
Пластовая вода 10776. Все это тщательно перемешали и получили состав удельного веса 1,07 г/см 3 . Разница удельных весов составила 1,07 0,85 0,22 г/см 3 , что достаточно для нормальной добычи высоковязкой нефти по данному способу. Учитывая достаточное превышение удельного веса разжижителя над нефтью, подачу его сделали равной 0,25 от объема добываемой нефти: 8 0,85 х 0,25 2,35 м 3 /сут. После выхода на рабочий режим добываемая продукция имела следующие параметры: удельный вес 0,901 г/см 3 , вязкость 89 спз. С внедрением данного способа добычи высоковязкой нефти улучшилась работа глубинно-насосного оборудования, повысился коэффициент подачи штангового глубинного насоса. Снятые динамограммы свидетельствовали о нормальной работе всего глубинного оборудования. Уменьшилось давление на устье скважины на 12 кгс/см 2 . Технология способа проста и для ее внедрения не требуется дополнительного оборудования. С внедрением способа снижаются затраты на добычу высоковязких нефтей и их транспортировку до объектов подготовки нефти.

Формула изобретения

Способ добычи высоковязкой нефти путем подлива в затрубное пространство разжижителя, отличающийся тем, что в качестве разжижителя используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. Анионное поверхностно-активное вещество 0,3 0,7
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,8 1,2
Гидроокись щелочных металлов 5-40%-ной концентрации 0,5 8,3
Вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% Остальное

Нефть до настоящего времени является незаменимым полезным ископаемым, применяемым во многих сферах человеческой деятельности. Даже не смотря на успешные попытки найти ей альтернативу, нефть все равно остается очень востребованным продуктом. Это приводит к тому, что извлечение нефтяных запасов из земных недр осуществляется колоссальными темпами, в связи с чем, залежи нефти очень быстро сокращаются, при этом, не успевая заново образоваться. Таким образом, на смену обычной нефти, которую также называют легкой, приходит более тяжелая нефть.

Стоит отметить, что абсолютно все запасы нефти в мире классифицируются согласно ее плотности. Таким образом, нефть принято разделять на следующие типы:

Суперлегкая нефть. Отличается своей малой плотностью, которая менее 0,780 г/см3 и градусами АРІ, превышающими 50.
Сверхлегкая. Плотность данного типа находится в диапазоне от 0,781 до 0,820 г/см3. Градусы АРІ сосавляют 41,1 - 50,0.
Легкая. Имеет плотность в пределах 0,821 - 0,870 г/см3. Ее градусы АРI - 31,1 - 41,0.
Средняя нефть. Ее плотность составляет 0,871 - 0,920 г/см3, а градусы АРI - 22,3 - 31,0
Тяжелая нефть. Плотность колеблется от 0,921 до 1,000 г/см3. Градусы АРI - 10,0 - 22,2.
Сверхтяжелая нефть имеет плотность, превышающую 1,000 г/см3. Также она отличается своей вязкостью, которая меньше 10 000 мПа*с.
Природный битум. Плотность более 1,000 г/см3. Вязкость более 10 000 мПа*с.

Стоит отметить, что градусы АРI двух последних видов нефти составляют менее 10.

Традиционно, добывается легкая нефть. Однако, как было сказано выше, ее запасы постепенно истощаются, и в этом случае, ей на смену приходит более тяжелая нефть или высоковязкая нефть.

Так, тяжелой нефтью называется нефть, имеющая очень высокую плотность, а также обладающая такими физическими свойствами, которые не позволяют доставить ее из земных недр на дневную поверхность с помощью традиционных методов. Когда речь идет о тяжелой (высоковязкой) нефти, как правило, подразумевается вся нефть, имеющая плотность свыше 0,920 г/см3, наряду с природными битумами.

Все тяжелые нефти и природные битумы отличаются наличием в своем составе достаточно большого количества смолисто-асфальтовых веществ, а также азотосодержащих, хлорсодержащих, кислородосодержащих, серосодержащих соединений и металлов.

Залежи высоковязкой нефти располагаются, как правило, в местах пересечений геологических бассейнов. Такая нефть образовывается из легкой нефти в результате разрушения низкомолекулярных ее компонентов бактериями, а также путем вымывания водой и испарением.

По некоторым данным, на сегодняшний день земные недра содержат запасы высоковязкой нефти, которые в несколько раз превышают запасы легкой. Согласно предоставленным данным Институтом Мировых Ресурсов, наибольшие месторождения высоковязкой нефти расположены на территории Канады и Венесуэлы.

Стоит отметить, что в связи с физическими свойствами такой нефти, ее добыча, транспортировка и переработка вызывает массу сложностей. Тяжелую нефть невозможно добывать теми же методами, которые применяются для добычи легкой нефти. Для этого используют различные иные методы, связанные, в первую очередь, с понижением плотности полезного ископаемого. Ведь более жидкая нефть гораздо легче движется по нефтепроводу.

Разжижить тяжелую нефть можно следующими способами:

Добавлением к высоковязкой нефти углеводородов или более легкой нефти. Несомненно, это существенно облегчает как саму нефть, так и ее текучесть, а соответственно, и процесс добычи. Однако, данный способ имеет два больших недостатка. Первый из них заключается в дополнительных расходах, а второй состоит в отсутствии постоянной доступности легких нефтяных фракций.
Нагреванием трубопровода, по которому нефть поступает на дневную поверхность. Для осуществления данного способа трубопровод по всей своей длине оборудуется специальной техникой. Недостаток данного метода состоит в достаточно большой потере нефти во время добычи (до 20%). Это связано с тем, что эта часть нефти используется для работы нагревательного оборудования, установленного вдоль трубопровода.
Подмешиванием в нефть воды и эмульгаторов с целью получения текучей водной эмульсии. Однако, данный метод рациональный только в том случае, если используется эмульгатор невысокой стоимости, который при этом способен образовывать стабильные эмульсии. Если в образованной эмульсии содержание нефти не превышает 50%, то метод считается нерациональным, поскольку энергетические затраты во время ее извлечения вырастают ровно в половину. В качестве эмульгаторов могут быть использованы сульфатные или карбоксилированные этоксилаты. Однако, они отличаются своей дороговизной, а также дефицитом, что, в свою очередь, влияет на стоимость нефти, добытой таким способом, в сторону увеличения.
Подмешиванием в тяжелую нефть водного раствора диспергатора, в результате чего образовываются эмульгирующие соединения, состоящие из этоксилированых алкилфенолов. Суть данного способа состоит в нагнетании раствора в скважину, где и происходит его соединение с нефтью, залегающей на глубине значительно большей от места нахождения откачивающего насоса. Работа насоса создает колебания, которые способствуют смешиванию нефти с дисператором, а также подачи нефти по трубопроводу на дневную поверхность. Стоит отметить, что на смешивания никоим образом не имеет влияние размер и твердость частиц, из которых состоит нефтепродукт.
Подачей в призабойную пластовую область разижителя. Однако, этот способ также является затратным, поскольку закачку разжижителя необходимо периодически повторять. Однако, если разжижитель утяжеленный, то во время закачки происходит его проникновение на глубину, которая значительно ниже уровня насоса. Таким образом, получается вытеснение утяжеленным разжижителем нефти, как более легкого продукта. В составе такого разжижителя находится хлоркальциевая вода, смесь двух ПАВ, а также гидрооись щелочных металлов. Метод отличается улучшением работы глубинных насосов, повышение коэффициента подачи нефтяного сырья, снижением давления на устье скважины. Кроме этого, его использование не связано с применением дополнительного оборудования.
Внутрипластовым горением. Данный метод является принципиально новым. Его суть заключается в использовании энергии, которая образуется в результате горения сырья прямо в пласте во время закачки в него воздушного пространства. Он применяется как для добычи высоковязкой нефти, так и для извлечения легкой. Стоит сказать, что метод уже неоднократно был использован на некоторых месторождениях и зарекомендовал себя очень удачно.

Для осуществления добычи высоковязкой нефти последним методом, необходимо в скважину напустить воздух, тем самым спровоцировав окислительный процесс с повышением температуры. Благодаря этому происходит испарение воды, которая превращаясь в пар, образовывает нефтяной вал. Именно он и вытесняет наружу через трубу образующиеся газы вместе с нефтью.

Различают три типа внутрипластового горения: сухое, влажное и сверхвлажное. Самым популярным является влажное горение, поскольку оно продвигает фронт горения, снижает расход воздуха, а также уменьшает концентрацию нефти, которая сжигается в пласте.

Таким образом, стоит сказать, что не смотря на дополнительные затраты, добыча высоковязкой нефти в некоторых регионах набирает свою популярность. В тоже время, очень много внимания уделяется методам, благодаря которым возможно повысить нефтеотдачу трудно-извлекаемых запасов.