Разработка комплексной технологии применения композиционного растворителя

Development of an integrated technology for the use of a composite solvent

V.I. DARISCHEV1,
A.A. SHIROKOV2,
S.V. TSVETKOV2,
S.A. KHARLANOV1,
A.A. KHALIULOV1,
Yu.I. BABINETS1
1LUKOIL-Engineering LLC, Moscow, 109028, Russian Federation
2 RITEK LLC, Volgograd, 400120, Russian Federation

В условиях увеличивающегося дефицита запасов традиционной нефти и повышения в структуре остаточных сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов все более актуальной становится проблема освоения и вовлечения в активную разработку высоковязкой нефти. В таких условиях добыча трудноизвлекаемых запасов должна быть рассмотрена как основная база развития нефтедобывающей отрасли на ближайшие годы ввиду того, что остаточные запасы традиционной нефти с каждым годом интенсивной добычи уменьшаются.

В ООО «РИТЭК» имеются значительные запасы высоковязкой нефти, которые вносят важный и постоянно возрастающий вклад в нефтедобычу ПАО «ЛУКОЙЛ» по мере того, как существующие традиционные нефтяные залежи истощаются, и их добыча снижается.

In the context of an increasing shortage of traditional oil reserves and an increase in the share of hard-to-recover reserves in the structure of residual raw materials, the problem of development and involvement in the active development of high-viscosity oil becomes more and more urgent. Under such conditions, the extraction of hard-to-recover reserves should be considered as the main base for the development of the oil industry in the coming years, due to the fact that the remaining reserves of traditional oil are decreasing every year of intensive production.
RITEK LLC has significant reserves of high-viscosity oil, which make an important and constantly increasing contribution to the oil production of LUKOIL PJSC as the existing traditional oil deposits are depleted and their production decreases.

ВВЕДЕНИЕ, ЗАДАЧИ И РЕШАЕМЫЕ ПРОБЛЕМЫ
В мировой практике наиболее распространенными методами интенсификации притока тяжелой нефти являются:
– термические методы для единичной скважины в режиме «Huff & Puff»: циклическая закачка пара (CSS), закачка разогретого газа (N-Solv) [1, 2, 3, 4];
– термические методы для двух скважин нагнетательная + добывающая: закачка пара (SAGD), технология внутрипластового горения с вертикальной воздухонагнетательной скважиной и горизонтальной добывающей (THAI), технология внутрипластового горения с размещением катализаторов в добывающих скважинах (THAI-CAPRI) [2, 3, 4];
– нетепловые методы для единичной скважины в режиме «Huff & Puff»: закачка CO2, закачка сжиженного природного газа (NGL) [2, 3, 4];
– нетепловые методы для двух скважин нагнетательная + добывающая: закачка холодного растворителя, например, этан или пропан (VAPEX) [2, 3 ,4].
Термические методы интенсификации сталкиваются со своим собственным набором препятствий и ограничений в отношении потери тепла в окружающий пласт в стволе скважины, значительные затраты на само производство пара и подготовку поверхностных сооружений.
Нетепловые методы извлечения тяжелой нефти базируются на механизме снижения вязкости извлекаемого флюида. Однако выпадение АСПО при контакте нефть-СО2 является проблемой для применения CO2 в резервуарах с тяжелой нефтью. Следовательно, закачку углекислого газа необходимо комбинировать или дополнять другими компонентами, такими как, например, растворитель или ПАВ.
В данной статье будет рассмотрен совместный опыт ООО «РИТЭК» и ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» проведения семи операций по закачке СО2 в режиме «Huff & Puff» на объектах ООО «РИТЭК».
Для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) используются технологии, основанные на закачке как собственно углеводородных растворителей, так и в сочетании с другими методами интенсификации добычи нефти. В данной статье кратко рассматриваются варианты как самостоятельного применения растворителей различного состава по технологии «Huff & Puff» (закачка-выдержка-добыча), так и в сочетании растворителя (применяемого в качестве «оторочки» перед закачкой углекислого газа) с СО2 по технологии «Huff & Puff», где присутствует проблема «осушения» нефти за счет выноса углекислым газом легких углеводородов. Данные технологии были разработаны и адаптированы специалистами инновационного подразделения ООО «РИТЭК» и в настоящее время успешно проходят испытания в ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» на месторождениях высоковязких нефтей Самарской области.
Проблема эффективной добычи тяжелых нефтей была и остается чрезвычайно актуальной в практике эксплуатации нефтяных скважин и связана, прежде всего, с высокой вязкостью нефтей и, как следствие, большим содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) как в околоскважинной зоне продуктивного пласта, так и на глубинном оборудовании. Это приводит к частым остановкам скважин для очистки насосного оборудования от отложений, к существенным затратам на депарафинизацию и текущий ремонт скважин, а также к снижению добычи и значительному недобору и потерям нефти.

НЕОБХОДИМОСТЬ РАЗРАБОТКИ РАСТВОРИТЕЛЕЙ
Подбор состава растворителей АСПО для различных условий в настоящее время осуществляется в основном эмпирическим путем. Создание универсального и одинаково эффективного растворителя для различных типов АСПО имеет принципиальные ограничения из-за множества противоречивых факторов, включающих в т.ч. экономические и санитарно-экологические аспекты [5, 6, 7 ,8].
Механизм растворения и удаления АСПО условно можно разделить на несколько основных параллельно-последовательных процессов:
– диффузия молекул растворителя в объем АСПО;
– сольватация и растворение нефтяных компонентов АСПО растворителем;
– диспергирование АСПО за счет размывающего действия потока растворителя;
– вынос растворенно-диспергированных АСПО.
В каждом из процессов можно отметить различные факторы, имеющие основное значение. Так, для ускорения диффузии молекул углеводородов в объем АСПО необходимо использование преимущественно легкокипящих алифатических и ароматических углеводородов. Сольватация и растворение таких компонентов как асфальтены и парафины имеет принципиальные отличия. Для полного растворения асфальтенов необходимы ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы и т.п.). Для полного растворения парафинов вполне достаточно легкокипящих алифатических или олефиновых углеводородов, однако, необходимо учитывать температуру плавления парафинов, характеризующую долю высокомолекулярных углеводородов, которые, также как и асфальтены, полностью растворимы только в ароматических углеводородах [5, 9, 10].
Выбор и соотношение компонентов в составе растворителя АСПО, в первую очередь, определяется их стоимостью и доступностью. В большинстве случаев используются не индивидуальные продукты, а различные смеси и фракции, получаемые в процессах нефтепереработки и нефтехимии – прямогонный бензин (бензин газовый стабильный), пентан-гексановая фракция, легкая пиролизная смола, толуол (бензол-толуольная фракция), нефрасы, метанол, этанольные фракции, фракции бутиловых спиртов и т.д. Например, ООО «РИТЭК» за основу для приготовления растворителей различного вида использует пентан-гексановую фракцию собственного производства, что позволяет существенно удешевить технологию использования растворителей.
В целом, для АСПО парафинового типа эффективными будут являться растворители на основе легкокипящих алифатических и олефиновых углеводородов. Для АСПО асфальтенового и смешанного типа эффективность растворителя определяется долей ароматических углеводородов, которая должна составлять не менее 20 %. При содержании в АСПО более 10 % воды и 5 % для их эффективного удаления в составе растворителя необходимо примерно 10–15 % полярных неэлектролитов и 1–2 % ПАВ.

СОБСТВЕННЫЕ РАЗРАБОТКИ
ООО «РИТЭК» совместно со специалистами инновационного подразделения ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» и различными НИИ ведут разработку целой линейки различных растворителей на основе собственной пентан-гексановой фракции, направленных на взаимодействие с различными типами высоковязких нефтей и АСПО. Проведен ряд лабораторных исследований на тяжелых нефтях нескольких месторождений Самарской области по подбору эффективных реагентов, предназначенных для снижения вязкости нефти и борьбы с АСПО. В результате подобран эффективный универсальный растворитель, обладающий наибольшей растворяющей способностью, а также ряд компонентов и ПАВ-добавок для их смешивания в необходимых пропорциях с пентан-гексановой фракцией.

ИСПЫТАНИЯ
На сегодняшний день, на основании проведенных лабораторных исследований и полученных растворителей на основе пентан-гексановой фракции, в ООО «РИТЭК» в рамках опытно-промышленных работ выполнено 13 скважино-операций как с применением только растворителей по технологии «Huff & Puff», так и в комплексе с закачкой СО2 по технологии «Huff & Puff». В результате большеобъемных закачек (в среднем около 22 м3) собственно растворителей, получена дополнительная добыча нефти. Продолжительность технологического эффекта 3–6 месяцев.
При использовании растворителей в качестве «оторочки» перед закачкой СО2 по технологии «Huff & Puff» (рис.) эффективность технологии значительно увеличивается за счет синергетического эффекта растворителя и СО2, выражающегося в увеличенном радиусе дренирования нефтенасыщенного пласта и значительного снижения вязкости тяжелой нефти [11, 4, 12, 13].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ
В случае применения закачек различных растворителей по технологии «Huff & Puff» без использования СО2 на месторождениях высоковязких нефтей основными преимуществами данного МУН является возможность проведения операции без бригады КРС, что не требует крупных инвестиций, сложных технических решений; легкодоступность для тиражирования в промысловых условиях и быстрая окупаемость; мобильность и применение только отечественного оборудования. Объемы работ– 20–30 скважин в год на месторождениях с различными типами коллектора, показателями вязкости и типами нефтей по содержанию смол и парафинов.
При совместном использовании растворителя в качестве «оторочки» и СО2 [14, 11, 13], стоимость технологии существенно увеличивается за счет использования сложного импортного оборудования (криогенные насосы высокого давления), стоимости СО2 и необходимости работы бригады КРС, однако получаемый технико-экономический эффект в настоящее время позволяет говорить о рентабельности технологии. При получении собственного СО2 с промышленных объектов в рамках Программы декарбонизации и замещения дорогостоящего импортного оборудования на отечественные аналоги, стоимость технологии значительно снизится, что позволит проводить рентабельных ГТМ в объеме до 15 скважин в год.

Литература

1. ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая: введен 1987-01-01. – М.: Стандартинформ, 2006. – 22 с.
2. Хамидуллина А.И., Ибрагимова Д.А., Петров С.М., Закирова З.Р. Влияние термических и каталитических методов добычи на состав и свойства извлекаемой нефти // Вестник технологического университета. – 2015. Т. 18. – № 9.
3. Христофорова Н.Н. Тепловой режим и оценка перспектив нефтегазоносности приволжского региона / Н.Н. Христофорова, Н.Н. Непримеров, А.В. Христофоров, А.В. Николаев, М.А. Христофорова // Георесурсы. – 2004. – № 1(15). – С. 24–27.
4. Радаев А.В. Влияние термобарических условий в однородном пласте на вытеснение маловязкой нефти сверхкритическим диоксидом углерода. А.В. Радаев, Н.Р. Батраков, А.А. Мухамадиев, А.Н. Сабирзянов // Вестник казанского технологического университета. – 2010. – № 2. – С. 254–257.
5. Jiangsu Oilfield’s Carbon Dioxide Cyclic Stimulation Operations: Lessons Learned and Experiences Gained F. Yang, SPE, J. Deng, Y. Xue, SPE, Jiangsu Oilfield. SPE 139599.
6. A.M. Phillips, D.D. Couchman, J.G. Wilke. Successful Field Application of High-Temperature Rheology of C02 Foam Fracturing Fluids. 1987. SPE 16416. https://doi.org/10.2118/16416-MS.
7. C.Or, K. Sasaki, Y. Sugai, M. Nakano, M. Imai. Swelling and viscosity reduction of heavy oil by CO2-gas foaming in immiscible condition. 2015. SPE-179738-PA. https://doi.org/10.2118/179738-PA.
8. E.T.S. Huang. Еhe Effect of Oil Composition and Asphaltene Content on CO2 Displacement. 1992. SPE-24131-MS. https://doi.org/10.2118/24131-MS.
9. Raj K. Srivastava, Sam S. Huang. Asphaltene Deposition during CO2 Flooding: A Laboratory Assessment. 1997. SPE-37468-MS. https://doi.org/10.2118/37468-MS.
10. Alexander Letichevskiy, Alexey Nikitin, Alexey Parfenov, Vitaliy Makarenko, Ilya Lavrov, Gleb Rukan, Dmitry Ovsyannikov, Ruslan Nuriakhmetov, Alexander Gromovenko. Foam Acid Treatment - The Key to Stimulation of Carbonate Reservoirs in Depleted Oil Fields of the Samara Region. 2017. SPE-187844-M. https://doi.org/10.2118/187844-MS.
11. ГОСТ 56720-2015 Нефтепродукты и конденсат газовый стабильный. Определение фракционного состава методом газовой хроматографии: введен 2016-07-01. – М.: Стандартинформ, 2016. – 21 с.
12. Рузин Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов: уч. пос. / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта: УГТУ, 2014. – 127 с. ISBN 978-5-88179-832-1.
13. Филенко Д.Г. Исследование влияния термобарических условий на вытеснение нефти диоксидом углерода в сверхкритическом состоянии / Д.Г. Филенко, М.Н. Дадашев, Е.Б. Григорьев, В.А. Винокуров / Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. ст. / под ред. Б.А. Григорьева. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, – 2013. – С. 371–382. – Вести газовой науки.
14. ГОСТ 31369-2008 Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава: введен 2010-01-01. – М.: Стандартинформ, – 2009. – 55 с.

References

1. GOST 8050-85 Gaseous and liquid carbon dioxide: introduced 1987-01-01. – Moscow: Standartinform Publ., – 2006. – p. 22.
2. Khamidullina A.I., Ibragimova D.A., Petrov S.M., Zakirova Z.R. Influence of thermal and catalytic methods of production on the composition and properties of the extracted oil. Vestnik tekhnologicheskogo universiteta. – 2015. Vol.18. – no. 9.
3. Khristoforova N.N. Thermal regime and assessment of the prospects for oil and gas potential in the Volga region / N.N. Khristoforova, N.N. Neprimerov, A.V. Khristoforov, A.V. Nikolaev, M.A. Khristoforova // Georesources. – 2004. – no. 1 (15). – pp. 24–27.
4. Radaev A.V. Influence of thermobaric conditions in a homogeneous reservoir on the displacement of low-viscosity oil by supercritical carbon dioxide. A.V. Radaev, N.R. Batrakov, A.A. Mukhamadiev, A.N. Sabirzyanov // Bulletin of the Kazan Technological University. – 2010. – no. 2. – pp. 254–257.
5. Jiangsu Oilfield’s Carbon Dioxide Cyclic Stimulation Operations: Lessons Learned and Experiences Gained F. Yang, SPE, J. Deng, Y. Xue, SPE, Jiangsu Oilfield. SPE 139599.
6. A.M. Phillips, D.D. Couchman, J.G. Wilke. Successful Field Application of High-Temperature Rheology of C02 Foam Fracturing Fluids. 1987. SPE 16416. https://doi.org/10.2118/16416-MS.
7. C. Or, K. Sasaki, Y. Sugai, M. Nakano, M. Imai. Swelling and viscosity reduction of heavy oil by CO2-gas foaming in immiscible condition. 2015. SPE-179738-PA. https://doi.org/10.2118/179738-PA.
8. E.T.S. Huang. Ehe Effect of Oil Composition and Asphaltene Content on CO2 Displacement. 1992. SPE-24131-MS. https://doi.org/10.2118/24131-MS.
9. Raj K. Srivastava, Sam S. Huang. Asphaltene Deposition during CO2 Flooding: A Laboratory Assessment. 1997. SPE-37468-MS. https://doi.org/10.2118/37468-MS.
10.Alexander Letichevskiy, Alexey Nikitin, Alexey Parfenov, Vitaliy Makarenko, Ilya Lavrov, Gleb Rukan, Dmitry Ovsyannikov, Ruslan Nuriakhmetov, Alexander Gromovenko. Foam Acid Treatment - The Key to Stimulation of Carbonate Reservoirs in Depleted Oil Fields of the Samara Region. 2017. SPE-187844-M. https://doi.org/10.2118/187844-MS.
11. GOST 56720-2015 Stable petroleum products and gas condensate. Determination of the fractional composition by gas chromatography: introduced 2016-07-01. – Moscow: Standartinform Publ., – 2016. – p. 21.
12. Ruzin L.M. Methods for enhanced oil recovery: account. settlement / L.M. Ruzin, O.A. Morozyuk. – Ukhta: USTU Publ., – 2014. – p. 127. ISBN 978-5-88179-832-1.
13. Filenko D.G. Investigation of the influence of thermobaric conditions on the displacement of oil by carbon dioxide in the supercritical state / D.G. Filenko, M.N. Dadashev, E.B. Grigoriev, V.A. Vinokurov / Topical issues in the study of reservoir systems of hydrocarbon deposits: Sat. scientific Art. / ed. B.A. Grigoriev. – M.: Gazprom VNIIGAZ, – 2013. – S. 371–382. – News of gas science.
14. GOST 31369-2008 Natural gas. Calculation of calorific value, density, relative density and Wobbe number based on component composition: introduced 2010-01-01. – Moscow: Standartinform Publ., – 2009. – p. 55.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Дарищев В.И.

    Дарищев В.И.

    к.т.н. заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности

    ООО «РИТЭК» г.Волгоград, 400048, РФ

    Широков А.А.

    Широков А.А.

    заместитель генерального директора – директор

    ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта»

    Цветков С.В.

    Цветков С.В.

    заместитель директора ТПП по разработке месторождений– главный геолог

    ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» г. Самара, 443041, РФ

    Харланов С.А.

    Харланов С.А.

    начальник управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Халиулов А.А.

    Халиулов А.А.

    начальник Отдела по импортозамещению

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

    Бабинец Ю.И.

    Бабинец Ю.И.

    начальник отдела управления научно-техническими проектами

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Просмотров статьи: 1258

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru