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.

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.

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

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