Совершенствование методов разработки высоковязких нефтей и природных битумов. Способ добычи высоковязкой нефти

высоковязкий нефть разработка месторождение

Для исключения убыточности и нерентабельности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России и за рубежом ведутся работы, направленные на совершенствование и создание технологий повышения нефтеотдачи, позволяющих разрабатывать вышеуказанные месторождения с наибольшей экономической эффективностью.

В сфере разработки месторождений трудноизвлекаемого сырья, необходимо отметить деятельность таких компаний как «Удмуртнефть», «Татнефть», «РИТЭК».

После создания в 1973 г. в Удмуртии ПО «Удмуртнефть» первые попытки разработки основных месторождений с применением традиционных способов - редкими сетками скважин с заводнением - не дали положительных результатов. Скважины имели низкие дебиты, наблюдались быстрые прорывы закачиваемой воды по наиболее проницаемым пластам и пропласткам, не достигались проектные отборы и величины текущей нефтеотдачи, резко снижалась рентабельность освоения месторождений. Из-за применения в расчетах упрощенных гидродинамических моделей без учета осложняющих факторов оказались существенно завышенными проектные технико-экономические показатели разработки и особенно значения конечной нефтеотдачи, которые принимались проектами в пределах 34-45%.

Поэтому уже в 1975 г. были начаты масштабные комплексные научные исследования по созданию принципиально новых технологий повышения нефтеотдачи. Были организованы целенаправленные теоретические и экспериментальные исследования особенностей механизма нефтеотдачи в сложных трещинно-порово-кавернозных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости.

Накопленный мировой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями, содержащимися главным образом в терригенных коллекторах, доказывал эффективность использования тепловых методов (воздействие горячей водой - ВГВ и паротепловое воздействие - ПТВ). Однако для карбонатных коллекторов с тяжелыми вязкими нефтями подобных разработок не было. В Удмуртии разработка технологий освоения трудноизвлекаемых запасов в карбонатных коллекторах велась в двух направлениях: 1) поиск и создание технологий физико-химического воздействия на пласт, 2) тепловое воздействие на пласт.

Итогом целенаправленных научно-практических исследований стало создание принципиально новых технологий и способов рациональной разработки и повышения нефтеотдачи для решения проблемы эксплуатации сложнопостроенных месторождений с карбонатными коллекторами. Не имеющие аналогов в мировой практике термополимерные и термоциклические технологии воздействия на пласт научно обоснованы на уровне изобретений и патентов, испытаны и широко внедрены в производство. Если традиционно применяемые технологии заводнения в карбонатных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20-25%, то новые технологии позволяют довести нефтеотдачу до 40-45%.

Сущность нового подхода заключается в том, что при воздействии растворами полимера (полиакриламид концентрации 0,05-0,10%) удается существенно выравнивать профили приемистости в нагнетательных скважинах, а главное - значительно увеличивать коэффициент охвата неоднородного коллектора рабочим агентом. За счет выравнивания соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз происходит гашение вязкостной неустойчивости фронтов вытеснения - неконтролируемых прорывов воды к добывающим скважинам.

Исследования и последующий промышленный опыт показали, что технологии полимерного воздействия повышают в 1,5-1,7 раза конечную текущую нефтеотдачу по сравнению с таковой от воздействия необработанной водой, т.е. при заводнении существенно ниже динамика обводнения добывающих скважин и выше их рабочие дебиты. Разработанная новая технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до 80-90 °С полимерного раствора той же концентрации, что и холодный раствор.

Существенное улучшение механизма извлечения нефти из пластов при ТПВ заключается в том, что закачиваемый горячий полимерный раствор после прохождения по пласту снижает свою температуру до пластовой, тем самым увеличивая свою вязкость на фронте вытеснения, что приводит к его выравниванию и увеличению коэффициента охвата пласта. Причем этот процесс в пласте оказывается саморегулируемым, что особенно важно в трещиноватых коллекторах. На Мишкинском и Лиственском месторождении месторождениях дополнительная добыча нефти за счет технологии ТПВ превысила 560 тыс. т. Так, 1 т сухого полимера позволяет дополнительно добывать 263 т нефти.

В целях совершенствования технологии ТПВ была разработана новая технология термополимерного воздействия с добавлением полиэлектролита (ТПВПЭ), способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению его в пласт. Кроме того, используя данную технологию, удалось существенно сократить расход дорогостоящего полимера (на 15-20%), снизив тем самым себестоимость добытой нефти. Дальнейшее совершенствование технологии ТПВ шло по пути значительного снижения энергоемкости и ресурсосбережения, что привело к разработке технологии циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ). Здесь закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется уже в несколько циклов, после чего предусматривается закачка обычной воды. Цикличность процесса ЦВПТВ приводит к увеличению охвата пласта рабочим агентом, интенсификации капиллярных и термоупругих эффектов и сокращению расхода химреагента. Реализация проекта началась на Ижевском месторождении, что позволило дополнительно добыть более 400 тыс. т нефти и достичь конечной нефтеотдачи 35,4 вместо 11,5% при существующем ныне режиме истощения. Применение технологии ЦВПТВ на Лиственском месторождении даст возможность получить дополнительно 2,3 млн. т нефти, увеличить извлечение нефти на 8% в сравнении с таковым при холодном полимерном воздействии (ХПВ). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используется перегретая горячая вода (t=260 °C).

Термические методы на месторождениях высоковязких нефтей обеспечивают кратное увеличение нефтеотдачи относительно таковой при естественных режимах разработки и методах заводнения. В механизме нефтеизвлечения выделяются три основных фактора:

Улучшение отношения подвижностей нефти и воды;

Тепловое расширение пластовой системы;

Улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Внедрение технологий термического воздействия было начато на Гремихинском месторождении. Основной объект разработки - залежь пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, со сложными трещинно-порово-кавернозными крайне неоднородными коллекторами. Режим пласта упруговодонапорный. Было ясно, что эффективность разработки месторождения традиционными способами будет низкой. Нефтеотдача, на естественном режиме составляет не более 10-12%. Поэтому в 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С.

Однако эта технология весьма энергоемка, требует крупных материальных затрат, поэтому специалистами ОАО «Удмуртнефть» совместно с учеными ряда институтов проводились работы по созданию принципиально новых ресурсо и энергосберегающих технологий, позволяющих вывести заведомо нерентабельные запасы высоковязких нефтей Гремихинского месторождения в разряд прибыльных.

В результате созданы, запатентованы и внедрены в производство принципиально новые высокоэффективные технологии теплового воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) и его модификации.

Сущность технологии ИДТВ заключается в многократном воздействии на матрицу попеременно и строго рассчитанными циклами «нагрев - охлаждение», что способствует более полному вытеснению нефти при поддержании в пласте так называемой «эффективной температуры». Это понятие положено в основу определения необходимых объемов теплоносителя и холодной воды для обеспечивания значительного сокращения энерго- и ресурсозатрат. Интенсификация добычи нефти в режиме ИДТВ определяется ускорением процесса охвата объекта разработки тепловым воздействием.

По сравнению с ПТВ и ВГВ циклический процесс позволяет использовать теплогенерирующие установки для большого числа нагнетательных скважин, так как в периоды нагнетания порции холодной воды теплоноситель нагнетается в другие скважины. При неоднократном повторе циклов смены температур, т.е. при термоциклическом воздействии на матрицу, величина нефтеотдачи достигает 37%, что на 9% выше, чем при заводнении.

В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных конструкций и установок не требует. Применяются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное устьевое и наземное оборудование.

В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение пауз - периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон. Продолжительность паузы принимается равной времени восстановления давления в пласте после остановки скважины. Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает увеличение нефтеизвлечения до 40%.

Сущность технологии ТЦВП заключается в организации единого технологического процесса комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Осуществление одного полного цикла ТЦВП включает: нагнетание теплоносителя в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну в 7-точечном элементе, при этом отбор жидкости ведут через оставшиеся три добывающие скважины. Затем происходит смена функции группы добывающих скважин - находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора и наоборот; все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную нагнетательную скважину. Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, что обеспечивает практически полный охват вытеснением всего площадного элемента. Циклический процесс приводит к периодической смене направлений фильтрационных потоков, что является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин. Расчетная конечная нефтеотдача достигает 45%. Если рассматривать зону реагирования, то здесь доля нефти, добытой за счет термических методов, составляет 75%.

Экономическая эффективность от внедрения тепловых методов на Гремихинском месторождении составила около 525 млн р., в том числе по технологиям: ИДТВ - 211 млн р., ИДТВ(П) - 190 млн р., ТЦВП - 64 млн р.

Об эффективности технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42%) на опытных участках их применения, тогда как прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20-25%.

Объемы дополнительно добытой нефти за счет новых технологий, достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения в пределах опытных участков и на объектах в целом свидетельствуют о высокой эффективности внедряемых термических и термополимерных методов на месторождениях высоковязких нефтей Удмуртии. Расчеты себестоимости добычи нефти при внедрении новых технологий по сравнению с традиционными подходами убедительно доказывают их более высокую экономическую эффективность.

Практический опыт разработки Гремихинского, Мишкинского и Лиственского месторождений и расчеты себестоимости добычи нефти при достижении конечных значений нефтеизвлечения показали, что себестоимость добычи нефти при использовании созданных в ОАО «Удмуртнефть» физико-химических и термических методов повышения нефтеотдачи пластов ниже, чем при естественном режиме и заводнении. В результате стало возможным рентабельное применение новых технологий при существующих ценах на нефть.

Таким образом, новые технологии позволили устранить главное препятствие на пути применения тепловых методов при разработке месторождений вязких нефтей - большие затраты, поскольку традиционные тепловые методы по затратам примерно в 2 раза выше, чем при заводнении.

Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточной высокой эффективности их добычи. Как уже отмечалось выше, более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия. Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD) (Рис. 9), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину.

Рис. 9 Схема установки для добычи битума в режиме парогравитационного дренажа. Условные обозначения: 1 - лебедка; 2 - устьевое оборудование; 3,4 - эксплуатационные колонны соответственно добывающей и нагнетательной скважин; 5 - сваб; 6 - канат.

Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Для повышения добычи и снижения энергозатрат некоторые компании начинают комбинировать методы VAPEX и SAGD. Одним из решений является технология SAP (Solvent Aided Process), в которой объединены преимущества указанных методов. В процессе SAP небольшое количество углеводородного растворителя вводится в качестве добавки в пар, закачиваемый при применении технологии SAGD. В то время как пар является основным теплоносителем и снижает вязкость нефти, добавка растворителя способствует ее разжижению в еще большей степени. Хотя улучшение экономических показателей зависит от конкретной ситуации, анализ полученных результатов показывает экономическую выгоду перехода с процесса SAGD на SAP.

В Канаде под закачкой растворителя подразумевается закачка углеводородных газов (парафиновых растворителей), таких как метан, пропан, бутан и их смеси. Этот метод требует наличия поблизости источника углеводородных газов и высокотехнологичного оборудования для их закачки. В то время как, месторождения сверхвязких нефтей Республики Татарстан характеризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта (менее 100 м) и низкими пластовыми давлениями. В таких условиях применение данных растворителей нецелесообразно. Наиболее подходящими растворителями для вытеснения сверхвязких нефтей, содержащихся в слабоцементированных песчаниках уфимского яруса, являются углеводородные жидкости (нефтяные растворители), вязкость которых меньше вязкости нефти.

В мае 2006 г. специалистами ОАО «Татнефть» начат уникальный проект по добыче сверхвязких нефтей на Ашальчинском месторождении с использованием технологии парогравитационного воздействия. Для повышения ее эффективности была проведена экспериментальная оценка использования нефтяных растворителей совместно с закачкой пара. С целью выбора подходящего растворителя для вытеснения сверхвязких нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений исследованы физико-химические свойства следующих растворителей: миа-прома, кичуйского нестабильного бензина, абсорбента Н, девонской нефти, нефраса 120/200, смесового растворителя «МС-50», нефраса 130/150, нефраса 150/200, нефраса 150/300, стерлитамакского абсорбента, дистиллята, дизельного топлива, абсорбента А-2, печного топлива.

Установлено, что самой низкой растворяющей способностью обладает дистиллят, производимый на базе Азнакаевской НГДУ «Азнакаевскнефть» (количество растворенной нефти составляет 4,67%), а самой высокой - нефрас 150/300 (15,1%).

Установлено, что все исследованные нефтяные растворители, кроме дистиллята, применимы в технологиях паротеплового воздействия, так как они не осаждают асфальтосмолистые вещества из сверхвязкой нефти. Анализ результатов исследований свидетельствует о том, что все изученные нефтяные растворители ускоряют разрушение водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе сверхвязкой нефти Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений при температуре 95 и 20 °С. Полученные результаты позволяют рекомендовать для при - менения в технологиях VAPEX и SAP в Татарстане нефтяные растворители, такие как абсорбент и нефрас, которые полностью соответствуют требованиям, предъявляемым к растворителям, используемым совместно с тепловыми методами.

Интересна технология инновационного технико-технологического комплекса парогазового воздействия разработанная в ОАО «РИТЭК». Суть ее состоит в том, что в парогазогенераторной установке теплоноситель образуется непосредственно в призабойной зоне пласта (рис. 10). При генерации теплоносителя в призабойной зоне тепловые потери при транспортировке пара практически отсутствуют. Экономичность таких устройств по эффективности сжигания топлива примерно на 30% выше, чем у наземных установок.

В парогазогенераторе для генерации парогазовой смеси используются только жидкие компоненты: вода и монотопливо (система, в которой все необходимые для реакции компоненты содержатся в одном жидкостном потоке). Кроме того, при работе парогазогенератора в нефтяной пласт нагнетается не чистый пар, а его смесь с продуктами сгорания, так называемая парогазовая смесь. Парогаз оказывает на пласт комбинированное воздействие: тепловое и физико-химическое, так как в его состав входят, помимо водяного пара, углекислый газ и азот. Таким образом, в парогазогенераторах обеспечивается практически полное использование химической энергии топлива, отсутствуют выбросы отработанных газов в атмосферу, а тепловое воздействие на пласт дополняется физико-химическим.

В мае 2009 г. в скв. 249 Мельниковского месторождения в Республике Татарстан были начаты опытно-промысловые испытания парогазогенераторного комплекса на монотопливе, которые уже дали положительные результаты. Это завершающий этап разработки уникальной комплексной технологии, позволяющей осуществлять добычу высоковязкой нефти на больших глубинах. Данная технология и разработанный комплекс оборудования открывают большие возможности для добычи нетрадиционного сырья, в частности в Республике Татарстан, где сосредоточены значительные запасы высоковязкой нефти.

Рис. 10. Принципиальная схема установки парогазогенератора на монотопливе: 1 - станция управления; 2 - монотопливо; 3 - вода; 4 - плунжерный насос

Фарманзаде А.Р. 1 , Карпунин Н.А. 2 , Хромых Л.Н. 3 , Евсенкова А.О. 4 , Аль-Гоби Г. 5

1 Аспирант, 2 студент, 3 доцент, 4 студент, 5 студент. 1,2,4,5 Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 3 Самарский государственный технический университет

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПЕЧЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В статье изучены реологические свойства тяжелой нефти Печерского месторождения в широком температурном диапазоне. Основное внимание уделено изучению вязкой и упругой компонентам вязкости в зависимости от температуры для обоснования оптимальных условий разработки данного нефтяного месторождения.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, битум, упругая компонента вязкости, вязкая компонента вязкости, реологические свойства.

Farmanzade A . R . 1 , Karpunin N . A . 2 , Khromykh L.N. 3 , Evsenkova A . O . 4 , Al – Gobi G . 5

1 Postgraduate student, 2 student, 3 associate professor, 4 student, 5 student. 1,2,4,5 National Mineral Recourses University (University of Mines), 3 Samara State Technical University

THE INVESTIGATION RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HEAVY OIL FIELD PECHORA

Abstract

There is the investigation of the rheological properties of heavy oil field Pechora in a wide temperatures range in this paper. Main attention is given to the study of the loss and storage modulus of the viscosity as a function of temperature for the recommendation of optimal conditions for development of this oil field.

Keywords: heavy oil, bitumen, storage modulus, loss modulus, rheological properties.

На сегодняшний день, в связи с неуклонным истощением запасов легких, маловязких нефтей, все большее значение приобретает необходимость введения в разработку месторождений трудноизвлекаемых запасов, таких как высоковязкие нефти и природные битумы, большая часть которых находится в Канаде, Венесуэле и России. В Российской Федерации более 70% высоковязких нефтей приурочены к 5 регионам: в Пермской области (более 31 %), в Татарстане (12,8 %), в Самарской области (9,7 %), в Башкортостане (8,6 %) и Тюменской области (8,3 %) .

Месторождения нефтей такого типа, как правило, характеризуются небольшими глубинами залегания нефтеносных пластов и, зачастую, низкой пластовой температурой, в то время как залегающие в них нефти или битумы обладают неньютоновскими свойствами , обусловленными большим содержанием парафинов асфальтенов и смол . При высоком содержании тяжелых компонентов в составе нефтей проявляются вязкоупругие свойства, которые впервые были обнаружены еще в 1970-х гг. .

Высокие значения вязкости таких нефтей в пластовых условиях являются причиной низких дебитов добывающих скважин, а иногда, и полного их отсутствия при попытках разработки месторождения на естественном режиме . В настоящее время термические методы воздействия на продуктивный пласт получили наибольшее распространение при разработке залежей таких углеводородов . Среди этих технологий стоит отметить циклическую (cyclic steam injection) и площадную закачку пара, как наиболее распространенные методы добычи и интенсификации притока в России и парогравитационное дренирование (SAGD – steam assisted gravity drainage), широко применяемое за рубежом .

Для изучения свойств высоковязкой нефти, залегающей в сложнопостроенном карбонатном коллекторе, было выбрано Печерское месторождение, располагающееся на берегу реки Волга, у села Печерское. Ранее на данном месторождении добывалась горная порода (известняки и доломиты), насыщенная тяжелой нефтью, для последующего извлечения из нее сырья для производства битумной мастики. Авторами были организованы полевые выходы на данное месторождение для сбора информации о строении залежи и образцов для изучения реологических свойств нефти и пустотного пространства пласта-коллектора.

В данной работе была изучена реологических свойств нефти от температуры. При этом использовался современный высокоточный ротационный вискозиметр с воздушными подшипниками.

Эксперимент по изучению зависимости динамической вязкости от температуры проводился следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 110°С. На вискозиметре было задано значение угловой скорости 5 с -1 , после чего температура плавно опускалась до 50°С. Данная температура была предложена в качестве граничной для предотвращения излишней перегрузки двигателя вискозиметра.

Рис. 1 – Зависимость динамической вязкости высоковязкой нефти от температуры.

На представленном рисунке видно, что динамическая вязкость нефти может быть описана степенной функцией вида y=1177320551696170000x -7,24 с величиной достоверности аппроксимации R² = 0,99554. Нефть на всем интервале представленных температур является высоковязкой (вязкость при 110°С составляет 2003 мПа∙с, а при 50°С – 502343 мПа∙с). На данном этапе испытаний измерить вязкость нефти при пластовой температуре 20°С не было возможно из-за ограничения возможностей вискозиметра.

Для углубленного изучения реологических свойств данной нефти были проведены дополнительные специализированные динамические испытания по определению упругой и вязкой компонент вязкости. В ходе экспериментов было изучено влияние снижения температуры на упругую компоненту вязкости (динамический модуль сдвига, также называемый storage modulus) и вязкую компоненту вязкости (податливость или loss modulus) . Нефть Печерского месторождения, используемая для проведения исследований, в первом случае охлаждалась в выбранном интервале температур от 90ºС до 50ºС. Эксперимент проходил следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 90°С, после чего плавно снижалась до 50°С с записью данных. Динамическая нагрузка была представлена осцилляционным движением ротора с частотой 1 Гц и нагрузкой 100 Па. Результаты представлены на рисунке 2.

Рис. 2 – Зависимость упругой (storage modulus) и вязкой (loss modulus) компонент вязкости высоковязкой нефти Печерского месторождения от температуры.

Анализируя представленные зависимости, возможно сделать следующие выводы: во-первых, как вязкая, так и упругая компоненты вязкости нефти уменьшаются с увеличением температуры и достигают относительно небольших значений при 80°С, что доказывает необходимость использования тепловой энергии при разработке данного месторождения. Во-вторых, заметно, что на исследованном интервале температур нефть обладает упругими свойствами, которые хоть и уменьшаются при увеличении температуры, но достигают значительных величин: 23,54 Па.

Исходя из результатов проведенных исследований, возможно сделать следующие выводы:

1. Высоковязкая нефть Печерского месторождения характеризуется аномально высокой вязкостью: измеренная динамическая вязкость при 50°С составляет 502343 мПа∙с.
2. Исходя из того, что вязкость нефти при повышении температуры от 50 до 110°С снижается с 502343 мПа∙с до 2000 мПа∙с для извлечения нефти из породы данного месторождения необходимо применение термического воздействия.
3. Изученная нефть обладает сложными реологическими свойствами, обусловленными, вероятно, высоким содержанием асфальтенов и смол, характерным для приповерхностных месторождений Самарской области. Высокие значения вязкой и упругой компонент вязкости наблюдаются на всем интервале температур, при которых проводились динамические испытания, что несомненно окажет негативное влияние на процесс извлечения нефти из пласта-коллектора.
4. Авторами работы запланированы дальнейшие испытания, направленные на обоснование эффективных технологий извлечения таких аномальных нефтей из продуктивных пластов, например, технологии с применением комплексного воздействия тепловыми агентами и растворителями.

Литература

1. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. -168 с.
2. Зиновьев А.М., Ковалев А.А., Максимкина Н.М., Ольховская В.А., Рощин П.В., Мардашов Д.В. Обоснование режима разработки залежи аномально вязкой нефти на основе комплексирования исходной геолого-промысловой информации//Вестник ЦКР Роснедра. -2014. -№3. -С. 15-23.
3. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Ковалев А.А. Обоснование аналитической модели псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине//Вестник ЦКР Роснедра. -2013. -№2. -С. 40-45.
4. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Максимкина Н.М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток//Нефтепромысловое дело. -2013. -№1. -С. 4-14.
5. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения//Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. -2013. -Т.1. -№ 1. -С. 127-130.
6. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2005 №1. [Электронный ресурс]: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (дата обращения 15.11.2015).
7. Ольховская В.А., Сопронюк Н.Б., Токарев М.Г. Эффективность ввода в эксплуатацию небольших залежей нефти с неньютоновскими свойствами//Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений/Самара: Сборник научных трудов ООО «СамараНИПИнефть». -2010. -Вып.1. -С. 48-55.
8. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. -224 с.
9. Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения//Нефтегазовое дело. -2009. -Т.7. -№1. -С.37-42.
10. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. -СПб., 2014. -112 с.
11. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
12. Рощин П.В., Рогачев М.К., Васкес Карденас Л.К., Кузьмин М.И., Литвин В.Т., Зиновьев А.М. Исследование кернового материала Печерского месторождения природного битума с помощью рентгеновского компьютерного микротомографа SkyScan 1174V2. Международный научно-исследовательский журнал. 2013. № 8-2 (15). С. 45-48.
13. Рузин Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта, 2007. 244 с.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. С. 295-305.
15. Pierre C. et al. Composition and heavy oil rheology //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – Т. 59. – №. – С. 489-501.
16. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Международный научно-исследовательский журнал. -2015. -№ 6-1 (37). -С. 120-122.

References

1. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomal’nye nefti. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
2. Zinov’ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol’hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal’no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -№3. -S. 15-23.
3. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Kovalev A.A. Obosnovanie analiticheskoj modeli psevdoustanovivshegosja pritoka nelinejno vjazkoplastichnoj nefti k vertikal’noj skvazhine//Vestnik CKR Rosnedra. -2013. -№2. -S. 40-45.
4. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Maksimkina N.M. Proektirovanie sistem razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok//Neftepromyslovoe delo. -2013. -№1. -S. 4-14.
5. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -№ 1. -S. 127-130.
6. Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himicheskih svojstv // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal «Neftegazovoe delo». 2005 №1. : http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (data obrashhenija 15.11.2015).
7. Ol’hovskaja V.A., Sopronjuk N.B., Tokarev M.G. Jeffektivnost’ vvoda v jekspluataciju nebol’shih zalezhej nefti s nen’jutonovskimi svojstvami//Razrabotka, jekspluatacija i obustrojstvo neftjanyh mestorozhdenij/Samara: Sbornik nauchnyh trudov OOO «SamaraNIPIneft’». -2010. -Vyp.1. -S. 48-55.
8. Ol’hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil’tracija nen’jutonovskoj nefti. -M.: OAO «VNIIOJeNG», 2011. -224 s.
9. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -№1. -S.37-42.
10. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
11. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. 2013. T. 8. № 1. S. 12.
12. Roshhin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2013. № 8-2 (15). S. 45-48.
13. Ruzin L.M. Tehnologicheskie principy razrabotki zalezhej anomal’no vjazkih neftej i bitumov / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Pod red. N.D. Chadaja. Uhta, 2007. 244 s.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. S. 295-305.
15. Pierre C. et al. Composition and heavy oil rheology //Oil & Gas Science and Technology. – 2004. – T. 59. – №. 5. – S. 489-501.
16. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. – Society of Petroleum Engineers, 2013.
17. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. -2015. -№ 6-1 (37). -S. 120-122.

Транспортировка нефти с высоким показателем вязкости довольно усложнена из – за увеличенной сопротивляемости.

1. Для облегчения добычи и облегчения текучести в нефть вводится углеводород или более легкая нефть. Но такой способ требует дополнительных затрат, к тому же легкие фракции нефти не всегда доступны.

2. Применяется и другой способ разжижения нефтяного высоковязкого сырья. В этом случае вдоль трубопровода устанавливаются нагревательное оборудование, облегчающее транспорт нефти. Но, для работы нагревательных элементов используется часть добываемой нефти, что приводит потерям до 20% добываемого продукта.

3. Следующий способ добычи утяжеленной нефти – это подача ее в виде текучих водных эмульсий. Получается эмульсия при подмешивании в нефть воды и эмульгатора, с последующей подачей образовавшейся массы в трубы. Чтобы такой способ был менее затратным эмульгатор должен использоваться дешевый, а эмульсии должны быть стабильными при перекачке насосом и последующей подаче нефти. Невыгодными считаются эмульсии, которые имеют в составе лишь 50 % нефти, так как получается что энергетические затраты при добыче увеличиваются на половину.

Как эмульгатор используется смесь сульфатных и карбоксилированных этоксилатов, которые не только дорогостоящи, но и являются дефицитом, что приводит к увеличению стоимости производства.

4. Еще один способ – это подмешивание в нефть водного раствора диспергатора с последующим образованием эмульгирующих соединений, которые состоят из этоксилированых алкилфенолов. Результат этого изобретения – увеличение количества и эффективности транспортировки нефтепродуктов высокой вязкости. Водный раствор диспергатора нагнетается в скважину и вступает в контакт с нефтью на глубине, большей, чем расположен откачивающий насос. Благодаря колебаниям, создающимся при работе насоса, происходит смешивание нефти и диспергатора и подача образовавшегося состава наверх по трубам, причем смешивание происходит независимо от размера и твердости частиц, составляющих нефтепродукт.

5. Разжижение нефтепродуктов возможно и посредством закачки в призабойную пластовую область разжижителя, продаваемого по затрубному пространству. Но, по мере окончания действия разжижающего вещества, возникает необходимость закачивать его снова и снова, что затратно по временным показателям и потому малоэффективно.

Но, если применять утяжеленный разжижитель, то он опускается ниже уровня насоса о самой призабойной зоны и, заполняя собой пространство, способствует вытеснению нефти в трубу, как более легкого материала. Такой разжижитель состоит из хлоркальциевой воды, смеси двух ПАВ и гидроокиси щелочных металлов.

Данный способ улучшает работу глубинных насосов, повышает коэффициент подачи нефтяного сырья, уменьшает давление на устье скважины и не требует использования дополнительного оборудования.

6. Новая методика – внутрипластовое горение, применяется уже на некоторых месторождениях и вполне успешно, возможно, что за ней будущее.

Внутрипластовое горение – это способ добычи нефти, когда используется энергия, получаемая при горении сырья прямо в пласте при закачке в него воздушного пространства. Возможно использование этого метода для легкой и тяжелой нефти. Так, например, при горении 1 куб. метра породы при давлении в 200 атмосфер и наборе температуры до 350 градусов, можно получить 60 кубов газа и 80 литров нефти.

Для осуществления процесса в скважину нагнетается воздух, который и запускает окислительный процесс с повышением температуры, благодаря чему вода испаряется, превращаясь в пар с образованием нефтяного вала, вытесняющего наружу сквозь трубу образующиеся газы и нефть.

Внутрипластовое горение может быть сухим, влажным и сверхвлажным. Наиболее удобное для добычи влажное горение, так как оно продвигает фронт горения, снижает расход воздуха, уменьшает концентрацию нефти, сжигаемой в пласте.

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

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:

1. Суперлегкая нефть. Отличается своей малой плотностью, которая менее 0,780 г/см3 и градусами АРІ, превышающими 50.
2. Сверхлегкая. Плотность данного типа находится в диапазоне от 0,781 до 0,820 г/см3. Градусы АРІ сосавляют 41,1 - 50,0.
3. Легкая. Имеет плотность в пределах 0,821 - 0,870 г/см3. Ее градусы АРI - 31,1 - 41,0.
4. Средняя нефть. Ее плотность составляет 0,871 - 0,920 г/см3, а градусы АРI - 22,3 - 31,0
5. Тяжелая нефть. Плотность колеблется от 0,921 до 1,000 г/см3. Градусы АРI - 10,0 - 22,2.
6. Сверхтяжелая нефть имеет плотность, превышающую 1,000 г/см3. Также она отличается своей вязкостью, которая меньше 10 000 мПа*с.
7. 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:

1. 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.
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. 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.
6. 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.