Разработка комплексной технологии применения композиционного растворителя

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.