Интенсификация добычи высоковязкой нефти

В 2017 году представители Министерства энергетики Российской Федерации указывали на долю ТрИЗ в размере 65% от общих запасов нефти [1].

Согласно отчету компании British Petroleum (BP Statistical Review of World Energy 2019), наблюдается тенденция к увеличению добычи углеводородного сырья в мире. При этом большим преимуществом для добывающих компаний будет использование локальной инфраструктуры и персонала в хорошо обустроенных старых нефтегазодобывающих провинциях для обеспечения эффективной добычи, транспортировки и переработки продукции.

Перспективным направлением поддержания уровня добычи в нефтегазовых регионах является разработка месторождений высоковязкой нефти (ВВН). Однако, для эффективного извлечения такого сырья необходимо проводить адаптацию классических и разработку новых технологий в ответ на ряд технологических вызовов [7,8]. В первую очередь, добыча ВВН осложняется высокой вязкостью продукции, проявлением аномальных реологических свойств, обусловленных повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафинов в составе нефти [2,5,6,9-11]. Это осложняет приток нефти из продуктивного пласта к добывающим скважинам, транспортировку по промысловым трубопроводам. Отмечается склонность ВВН к формированию сложных асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) как в призабойной зоне пласта, так и на внутрискважинном оборудовании и насосно-компрессорных трубах (НКТ). Высокое содержание смол и асфальтенов, являющихся естественными стабилизаторами водонефтяных эмульсий, приводит к осложнениям в процессах подготовки высоковязкой нефти при доведении ее до товарного качества. По результатам анализа работы фонда скважин АО «Самаранефтегаз» на объектах с ВВН в период с 2015 по 2019 г. отмечается рост доли скважин фонда ВВН осложненных АСПО (рисунок 1).

Рисунок 1 – Увеличение доли скважин, осложненных АСПО, в общем фонде скважин на объектах ВВН в АО «Самаранефтегаз»

На основании анализа данных о химическом составе нефти, АСПО и условиях добычи, предложено применение углеводородных реагентов-растворителей для комплексного повышения ряда технологических процессов по интенсификации добычи ВВН. Сродство химического состава нефти и растворителей, простота применения на производстве, а также возможность проведения лабораторных испытаний с использованием минимального набора оборудования позволяют рекомендовать такие реагенты к внедрению при условиях экономической рентабельности.

В настоящее время для интенсификации добычи нефти применяется большое количество различных технологий. Наиболее распространенным геолого-техническим мероприятием (ГТМ) является традиционная кислотная обработка (КО) призабойной зоны пласта. Низкая стоимость проведения такого ГТМ обеспечивается возможностью использования стандартного оборудования, простоты операции, прогнозируемой эффективностью. Несмотря на кажущуюся простоту реализации, КО требуют тщательного подхода к выбору составов и технологии проведения. Например, эффективность может зависеть от длительности выдержки кислотного состава в пласте до последующего освоения скважины [4]. При выборе кислотных обработок как способа интенсификации добычи на скважинах, эксплуатирующих объекты с ВВН, следует учитывать ряд возможных осложнений: формирование стойких и вязких кислых эмульсий КС с нефтью, риск выпадения АСПО в ПЗП и т.д. Данные процессы могут оказать негативное влияние на конечный результат, осложнить освоение и последующую эксплуатацию добывающей скважины.

Одним из наиболее простых способов повышения эффективности КО на объектах с ВВН является предварительная закачка оторочки растворителя в призабойную зону пласта перед проведением кислотной обработки. Путем проведения лабораторных испытаний для объектов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции было установлено, что применение предварительно подобранного реагента-растворителя позволяет очистить поверхность пор породы ПЗП от АСПО для обеспечения более полной реакции КС, повысить эффективность освоения скважины после проведения ГТМ за счет эффективного разделения эмульсии «кислотный состав – высоковязкая нефть». Оценка совместимости кислотного состава и ВВН может быть проведена следующим образом: нефть и кислотный состав в равных объемах наливается в емкость, затем перемешивается в течение получаса для моделирования наиболее неблагоприятного варианта взаимодействия флюидов в ПЗП. Аналогичный процесс выполняется с рядом других проб, но уже с добавлением реагента-растворителя в нефть. Далее емкости закрываются крышками и помещаются в термошкаф с установленной температурой, равной пластовой. Оценка качества разделения смесей проводится через 5 и 30 минут нахождения емкостей в термошкафу при пластовой температуре, затем смеси выливаются на сито с отверстиями 0,152 мм. Если флюиды совместимы друг с другом, то на поверхности сита после прохождения смеси не должно оставаться осадков и эмульсий. При добавлении совместимого с нефтью реагента-растворителя на поверхности сита осадок не наблюдается, также удается отметить отчетливый раздел фаз нефти и кислотного состава, что свидетельствует об отсутствии эмульсии (рисунок 2).

Рисунок 2 – Влияние растворителя на эффективность разделения эмульсии «кислота-нефть»

Несмотря на то, что ряд кислотных составов тестировался в товарной форме, с уже добавленными в них поверхностно-активными веществами, ни один из них не был совместим с образцом высоковязкой нефти. Добавление углеводородного реагента-растворителя обеспечило эффективное прохождение эмульсии через сито. Таким образом, проведение такого теста позволяет оперативно оценить варианты улучшения технологии проведения кислотной обработки ПЗП на месторождениях с высоковязкой нефтью.

На рисунке 3 представлена схема распределения растворителя и кислотного состава в призабойной зоне пласта при проведении операции на добывающей скважине.

Рисунок 3 – Схема проведения обработки призабойной зоны пласта последовательной закачкой растворителя и кислотного состава

Важной задачей при эксплуатации месторождений ВВН является обеспечение оптимального режима работы глубинно-насосного оборудования, а также предотвращение формирования АСПО, понижение вязкости ВВН и др. Практический опыт показывает, что применение реагентов-растворителей позволяет эффективно управлять реологическими свойствами высоковязкой нефти на всём пути её добычи и транспортировки – от забоя добывающей скважины до момента сдачи ВВН на переработку.

Одним из наиболее эффективных способов для ввода растворителя в ВВН является дозирование на прием насоса по капиллярной трубке (рисунок 4). Для этого на дневной поверхности размещаются установки дозирования реагентов, обычно в блочно-комплексном исполнении, а в скважину спускается капиллярная трубка, до приемной сетки насоса. Такой способ подачи реагента имеет ряд преимуществ. Во-первых, растворитель хорошо перемешивается с ВВН, вязкость продукции скважины понижается, за счет чего значительно уменьшается нагрузка на привод насоса (обычно это электродвигатель в различных вариантах исполнения). Во-вторых, современные установки дозирования реагентов позволяют точно регулировать подаваемый объем. Дополнительно снижается вероятность образования АСПО на НКТ, фонтанной арматуре и промысловых коммуникациях на дневной поверхности, обеспечивается понижение давлений в выкидных линиях. За счет этого значительно увеличивается межремонтный период скважины, отсутствуют периодические остановки скважины по причине перегрузки двигателя.

Рисунок 4 – Схема подачи реагента на прием электроцентробежного насоса:

1 – дозирующая установка;
2 – наземный трубопровод;
3 – устройство ввода через боковой отвод фонтанной арматуры;
4 – устройство ввода через кабельный ввод фонтанной арматуры;
5 – питающий кабель УЭЦН;
6 – скважинный капиллярный трубопровод;
7 – клапан-распылитель.

Для выбора наиболее эффективного и совместимого с нефтью реагента-растворителя проводятся предварительные лабораторные исследования. Одним из наиболее простых способов предварительной оценки реагента является проведение теста на совместимость. Растворитель и нефть смешиваются в концентрации 80% и 20% соответственно, затем выливаются на фильтр, установленный в воронке. Совместимый с нефтью растворитель не образует осадка асфальтеносмолопарафиновых веществ нефти.

Рисунок 5 – Пример теста на оценку совместимости растворителей с нефтью (проверка наличия осадка на фильтрах) и визуальная оценка смешиваемости

Как видно из представленного рисунка, растворитель «А» показал плохую смешиваемость с ВВН и оставил осадок на фильтре, растворитель «Б» – прошел через фильтр не оставив на нем осадка. Таким образом, растворитель «Б» является совместимым с нефтью, что позволяет рекомендовать его к дальнейшим испытаниям и применению на скважине. Следует отметить, что существует ряд технологий, где процесс деасфальтизации высоковязкой нефти инициируется целенаправленно как в пластовых условиях, так и на дневной поверхности, однако в рамках данной работы они не рассматриваются.

Несмотря на схожий химический состав, различные растворители по-разному влияют на реологические свойства высоковязкой нефти. На рисунке 6 представлены результаты лабораторных исследований по оценке эффективности снижения вязкости образца ВВН при добавлении реагентов в объемной концентрации 3%.

Рисунок 6 – Пример результатов тестирования реагентов-растворителей для понижения вязкости ВВН (объемная концентрация 3%)

На представленном графике видно, что растворители обладают различной эффективностью понижения вязкости ВВН. В данном случае растворитель №1 показал самую низкую эффективность и не может быть рекомендован к применению на производстве.

Высокий интерес представляет применение углеводородных растворителей в комплексных технологиях термохимических обработок призабойной зоны пласта (рисунок 7). Такой подход позволяет увеличить приемистость и темп закачки за счет наиболее эффективного растворения АСПВ и дополнительного снижения вязкости нефти в ПЗП. Таким образом химическое воздействие растворителем и последующее тепловое воздействие паром оказывают синергетический эффект на дополнительную добычу ВВН [3].

Рисунок 7 – Процесс обработки призабойной зоны пласта вертикальной скважины растворителем и паром на объекте с высоковязкой нефтью

На рисунке 9 представлены результаты гидродинамического моделирования применения комплексной термохимической ОПЗ растворителем и паром на одном из месторождений ВВН Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Рисунок 8 – Пример результатов моделирования применения комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта вертикальной скважины растворителем и паром на объекте с высоковязкой нефтью (нефтенасыщенная толщина 14 м, вязкость нефти в пластовых условиях 400 мПа∙с, предварительная закачка оторочки ароматического реагента-растворителя)

Таким образом, применение углеводородного растворителя в комплексе с тепловой обработкой призабойной зоны пласта паром позволит использовать преимущества химического и термического воздействия.

На основании представленного материала по приведенным способам применения реагентов-растворителей в процессах интенсификации добычи высоковязкой нефти, возможно сделать следующие выводы:

• Выбор и обоснование применения растворителей невозможны без проведения предварительных лабораторных исследований для каждого месторождения высоковязкой нефти. Необходимо тщательно изучать совместимость углеводородного растворителя с высоковязкой нефтью, а также с другими применяемыми реагентами, например, во избежание понижения проницаемости призабойной зоны пласта вследствие возникновения органических отложений.

• Обоснованное применение таких реагентов в классических технологиях интенсификации добычи нефти позволяет улучшить результаты и увеличить потенциал различных ГТМ. Закачка оторочки растворителя перед проведением кислотной обработки позволяет повысить эффективность работы кислотного состава и ускорить освоение скважины. Подача реагента на прием глубинного насоса позволяет осуществлять регулирование реологических свойств добываемой ВВН, и, как следствие, повысить дебит скважины и снизить нагрузку на двигатель насоса. Предварительная закачка оторочки реагента-растворителя при проведении комплексной термохимической обработки скважины позволяет увеличить добычу нефти по сравнению с классической ОПЗ паром.

• Углеводородные реагенты-растворители производятся большим количеством нефтехимических предприятий и постоянно доступны на рынке. Простота внедрения реагентов-растворителей в ряд технологических процессов интенсификации добычи высоковязкой нефти с использованием стандартного оборудования дает возможность рассматривать варианты их оперативного внедрения на производстве.

Литература

1. Воздвиженская А. (2017) Раскачают залежи [Интервью заместителя министра Кирилла Молодцова “Российской Газете” о перспективах добычи ТРИЗ] // Сайт rg.ru. 12 декабря (https://rg.ru/2017/12/12/minenergo-v-rf-k-2035-godu-vdvoe-uvelichitsia-dobycha-trudnoj-nefti.html). Просмотрено: 25.02.2020.

2. Девликамов В. В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. -Недра, 1975.

3. Зарипов А.Т., Береговой А.Н., Шайхутдинов Д.К., Князева Н.А., Бисенова А.А., Ибрагимов Н.Г. Исследование эффективности применения растворителей при разработке залежей сверхвязкой нефти пароциклическими горизонтальными скважинами. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. С. 60 – 66. Выпуск №LXXXVI. – М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2019. – 340 с.

4. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: 25.00.17 – Санкт-Петербург, 2016. – 131 с.

5. Хамитов И.Г., Петров Н.А., Стручков И.А., Рощин П.В., Манасян А.Э., Павлов П.В. Осложнения при добыче парафинистой нефти в условиях выноса механических примесей. Нефтепромысловое дело. 2017. № 1. С. 36-40.

6. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. – М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2011. – 221 с.

7. Петров Н.А. и др. Направления совершенствования технологий освоения залежей тяжелой нефти на примере Карабикуловского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 3. – С. 26-32.

8. Пчела К.В., Горнов Д.А., Киреев И.И., Багрянцев М.С., Манасян А.Э., Амиров А.А., Кашаев Д.В., Середа И.А. Оптимизация технологических решений при разработке залежи сверхвязкой нефти на основе данных исследований керна и свойств нефти. Нефть. Газ. Новации. – 2019. – №7. – с. 79-85.

9. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.

10. Проект пробной эксплуатации пласта У-2 Карабикуловского месторождения Самарской области. – Самара: ООО «СамараНИПИнефть», 2016.

11. Li X. et al. Solvent-dependent recovery characteristic and asphaltene deposition during solvent extraction of heavy oil //Fuel. – 2020. – Т. 263. – С. 1-13. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116716