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

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.

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.

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

УДК 553.982:539.551

Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скоплений

Э .М. ХАЛИМОВ, И.М. КЛИМУШИН, Л.И. ФЕРДМАН, Н.И. МЕССИНЕВА, Л.Н. НОВИКОВА (ВНИИ)

Снижение темпов прироста ресурсов нефти обусловливает повышенный интерес к высоковязким нефтям (ВВН), число месторождений которых во многих странах мира в последние годы значительно возросло. Так, в СССР количество месторождений таких нефтей, открытых за период 1961-1984 гг., увеличилось в несколько раз. В ряде капиталистических стран (США, Канада, Венесуэла) разработка месторождений ВВН играет заметную роль в стабилизации уровней добычи нефти .

Термин «высоковязкие нефти» не имеет строгого количественного определения. Это касается как нижней, так и верхней границ величин вязкости (), которые определяются главным образом с технологических позиций. По существующим у нас в стране представлениям к высоковязким относят нефти с >=0,03 Па*с в пластовых условиях, исходя из предположения, что применение обычного (чистого) заводнения эффективно при вытеснении нефтей с вязкостью меньше этого значения. В системе Миннефтепрома эта величина используется как при дифференцированном анализе структуры запасов нефти в стране, так и при оценке перспектив добычи ее за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. Имеются, однако, публикации , в которых в качестве нижней границы вязкости ВВН называются 0,01 и 0,04 Па*с.

В иностранной литературе, особенно американской, чаще употребляется термин «тяжелые нефти», который отождествляется с понятием «высоковязкие нефти». По разным источникам , к ним относят нефти плотностью () свыше 0,920-0,935 г/см 3 (10-20° АНИ). Вообще же можно высказать предположение, что использование плотности нефти в качестве классификационного критерия обусловлено большей простотой и оперативностью ее определения по сравнению с вязкостью.

При существовании общей зависимости между плотностью и вязкостью нефтей в Советском Союзе и за рубежом выявлено достаточно большое число залежей, содержащих тяжелые, но не высоковязкие нефти или высоковязкие, но не тяжелые нефти . В понятии «тяжелые высоковязкие нефти» смешаны две разные характеристики нефтей, используемые в промысловой практике для различных целей. Плотность нефтей представляет интерес для специалистов, занимающихся вопросами ее переработки, а вязкость привлекает внимание специалистов в области разработки нефтяных месторождений.

Кроме того, причины утяжеления и снижения подвижности нефтей едины и в то же время различны. В случаях их единой природы, например, процессов деасфальтизации или биодеградации, отмечается одновременное и чаще всего одномасштабное увеличение плотности и вязкости. Но тяжесть нефтей нередко определяется содержанием в них металлов, механических примесей, серы, однако это не обязательно должно увеличивать вязкость нефтей. В то же время, повышенное содержание нефти. Именно подобного рода особенности влекут нарушение зависимости между различными физико-химическими ха рактеристиками нефтей.

За верхнюю границу вязкости ВВН за рубежом чаще всего принимают величину 10 Па*с . Это обосновывается тем, что залежи нефти вязкостью менее указанной величины в отличие от битумных можно разрабатывать, хотя и неэффективно, на естественном режиме через скважины. В качестве верхней границы плотности ВВН рекомендовались значения от 0,965 до 1 г/см 3 .

У нас в стране определение этой границы осуществлялось либо на основе изучения группового состава нефтей , либо по величине их вязкостей, отмечаемой в большинстве залежей , либо статистическим методом . Именно этим можно объяснить значительные расхождения в величинах некоторых характеристик ВВН, рекомендуемых различными авторами. Причем нередко смешиваются термины «высоковязкие нефти» и «природные битумы» .

Большинство отечественных исследователей указывают величины предельной вязкости ВВН, не превышающие 1-2 Па*с. При этом необходимо отметить низкую степень изученности физико-химических свойств ВВН, особенно на месторождениях Средней Азии и Западной Сибири, по которым имеются лишь единичные их пробы.

Вместе с тем представляется целесообразным за предельную вязкость ВВН принять величину 10 Па*с, учитывая последние данные, нашедшие отражение в материалах XI Мирового нефтяного конгресса , и для приведения используемой в СССР классификации УВ в соответствие с международной.

Хотя вязкость УВ во многом определяет выбор методов и способов их извлечения, однако одного этого параметра недостаточно при отнесении их к тому или иному виду. При решении подобного вопроса необходим комплексный подход и прежде всего учет группового состава УВ. Дифференциация УВ по величине их плотности, как это практикуется за рубежом, на наш взгляд, мало обоснована.

Анализ материалов более чем по 500 залежам ВВН Советского Союза показал, что состав и свойства последних изменяются в широких пределах: вязкость до 15 Па*с, плотность от 0,838 до 0,998 г/ см 3 , содержание (%): смол достигает 72, асфальтенов 14,3 углерода 72,6-86,1, водорода 11,4, серы 5,2.

Изучение изменения группового состава ВВН позволило выделить три группы таких нефтей с учетом характера распределения их вязкости ().

Проведенный анализ выявил существенное различие состава ВВН выделенных групп. Примечателен тот факт, что высокие значения содержания масел (более 80 %) отмечаются по всему диапазону изменения вязкости; в содержании смол подобных перекрытий значительно меньше. В то же время выявляется большая изменчивость наличия смол и асфальтенов по сравнению с содержанием масел.

В условиях частого отсутствия данных о вязкости нефтей практический интерес представляет установление ее взаимосвязи с плотностью. Подобная зависимость для отечественных и зарубежных месторождений нефти и природных битумов приводится в работе , однако точность ее недостаточно высока (коэффициенты корреляции 0,37-0,52).

Основываясь на результатах проведенных нами исследований, была предпринята попытка учесть групповой состав нефтей при изучении зависимости между и . Установлено, что среди основных характеристик состава нефтей относительно устойчивая связь этих двух параметров (коэффициенты корреляции 0,67-0,75) проявляется при учете содержания в них смол ().

Основное применение получаемой зависимости - определение вязкости нефтей по известным двум другим параметрам. Анализ же ее свидетельствует о соответствии названных выше граничных значений некоторых параметров ВВН. Так, их вязкость при предельной плотности, принимаемой многими отечественными и зарубежными исследователями равной 0,965 г/ см 3 , и среднем содержании в них смол около 30 % составляет 2 Па*с, а при максимальном значении =0,998 г/см 3 - около 10 Па*с.

Месторождения ВВН выявлены практически во всех основных нефтедобывающих районах Советского Союза, расположенных в 12 нефтегазоносных бассейнах (НГБ) различных генетических типов.

Наиболее активно процессы образования ВВН происходили в бассейнах впадин и синеклиз древних и молодых платформ. В пределах платформенных НГБ установлено наибольшее число месторождений с исследуемыми нефтями (237), в которых содержится 93,3 % всего количества ВВН. Основная же часть последних приурочена к Волго-Уральскому (34,4 %), Западно-Сибирскому (24,9 %) и Тимано-Печорскому (23,6 %) бассейнам. Вместе с тем они различаются существенно условиями залегания и характеристикой масштабов скоплений ВВН. Так, для первого из них характерно присутствие большого числа мелких, в пределах двух других выявлено соответственно 6 и 13 более значительных по размерам месторождений ВВН.

В бассейнах предгорных прогибов альпийских орогенных поясов рассматриваемые месторождения немногочисленны (14). На их долю приходится всего 1,3 % всего количества ВВН, из которых более половины сосредоточено на месторождениях Азово-Кубанского НГБ.

Бассейны межгорных впадин и прогибов альпийских орогенов включают 39 месторождений ВВН, доля которых составляет 5,4 %.

Залежи ВВН в осадочном разрезе нефтегазоносных бассейнов выявлены в широком диапазоне глубин: от 50 (Доссорское, Танатарское в Казахстане) до 4800м (Сарыкамышское в Таджикистане). Однако наибольшее число залежей, в которых содержится более половины ресурсов ВВН (51,1 %), залегает на глубинах 800-1400 м (). Для них характерны пластовые температуры порядка 23-25 °С и давление 12-14 МПа . Интересно, что относительно крупные скопления ВВН локализуются в интервале глубин от 130 до 950 м.

Отмеченное распределение в целом отвечает тем теоретическим концепциям, в соответствии с которыми процессы превращения нефтей происходили непосредственно в пласте под влиянием тектонических, геохимических и гидродинамических факторов.

Основные ресурсы ВВН (58,2 %) связаны с палеозойскими отложениями (девон, карбон, пермь) нефтегазоносных бассейнов впадин и синеклиз древней Восточно-Европейской платформы. Мезозойские образования контролируют залежи ВВН в бассейнах молодых платформ (35,1 % ресурсов). В НГБ предгорных и межгорных прогибов и впадин скопления ВВН связаны с отложениями палеогена, неогена и частично антропогена.

Залежи ВВН приурочены к терригенным и карбонатным коллекторам, в которых сосредоточено соответственно 63,5 и 26,5 % ресурсов. В отдельных районах они связаны только с терригенными породами (Тюменская область, Азербайджан, о. Сахалин, Краснодарский край, Чечено-Ингушская АССР), в других - только с карбонатными (Оренбургская область, Таджикистан).

В большинстве случаев залежи ВВН находятся совместно с залежами обычных нефтей, обусловливая в определенной степени зональный характер строения нефтяных месторождений.

Подтверждение этого - закономерное уменьшение вязкости нефтей с глубиной (см. ).

Отмечается также и определенная пространственная зональность в размещении месторождений ВВН В пределах НГБ. В бассейнах впадин древних и молодых платформ ареалы распространения залежей ВВН достаточно четко контролируются границами положительных структурных элементов II и III порядков: сводов, валов, мегавалов, как правило, осложняющих центральные части бассейнов. В бассейнах предгорных и межгорных прогибов и впадин наиболее благоприятными структурными условиями для концентрации скоплений ВВН характеризуются прибортовые зоны развития систем антиклинальных складок. При этом масштабы образования скоплений ВВН находятся в прямой зависимости от величины воздымания крупных структурных элементов на завершающем кайнозойском этапе тектогенеза .

Выводы

1. Для решения практических задач целесообразно в качестве основного классификационного критерия нефтей использовать их вязкость в пластовых условиях и изучать ее зависимость от плотности и группового состава.

2. Для более обоснованного установления предельных значений параметров ВВН необходимо значительно увеличить количество проб и число их физико-химических анализов. Предлагаемое в работе предельное значение вязкости ВВН потребует существенного изменения отношения к освоению неглубокозалегающих скоплений УВ, относимых ранее к природным битумам.

3. Месторождения ВВН развиты практически во всех основных нефтедобывающих районах страны. По условиям залегания они аналогичны залежам обычных нефтей, отличаясь меньшими масштабами проявлений, глубиной залегания, пластовыми температурами и давлениями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Веревкин K .И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи.- Нефтяное хоз-во, 1982, № 3, с. 31-34.

2. Геологические факторы формирования скоплений природных бутумов / Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.И. Фердман, И.С. Гольдберг - Геология нефти и газа, 1984, № 9 , с. 46-52.

3. Депюи Марк А. Разработка месторождений тяжелой нефти.- Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982, № 1, с. 34-37.

4. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей. Обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1982, с. 41-42.

5. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / С.X . Айгистова, Р.X . Муслимов, Р.С. Касимов, А.Н. Садыков.- РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. М„ 1980, № 2, с. 13-15.

6. Перспективы ввода в разработку залежей тяжелых нефтей и природных битумов / И.М. Мякишев, Р.Н. Дияшев, З.А. Янгуразова, Р.X . Муслимов.- Нефтяное хоз-во, 1983, № 2, с. 32-36.

7. Скороваров Ю.Н., Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Условия залегания тяжелых высоковязких нефтей месторождений СССР.- Геология нефти и газа, 1984, № 7 , с. 11 -13.

8. Формирование и пространственное распределение вязких и твердых нафтидов в нефтегазоносных бассейнах / Н.Н. Лисовский, Э.М. Халимов, Л.И. Фердман, И.М. Климушин - Мат. XXVII Международного геол. конгресса. Секция С, 1-3, т. 13, М., 1984, с. 34-45.

9. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumes categorized to help assess resources, technigues,- Oil and Gas, 1983, vol. 81, No 27, p. 78-82.

10. Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J. Classification and nomenclature systems for petroleum reserves.- Special report for the XI World Petroleum Congress. London , 1983.

Таблица Характеристики пластовых нефтей различной вязкости

Вязкость, Па*с	Плотность, г/см 3			Содержание, %
	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	масел			смол			асфальтенов
				интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %
0,03-0,1	0,838-0,929	0,886	1,8	66,2-99,0	82,6	9,4	0,2-26,0	14,7	39,8	0,1-8,7	2,7	85,2