Udoskonalanie metod otrzymywania olejów o wysokiej lepkości i bitumu naturalnego. Metoda ekstrakcji oleju o dużej lepkości

zagospodarowanie pól naftowych o dużej lepkości

W celu wyeliminowania nieopłacalności i nieopłacalności zagospodarowania złóż olejów o wysokiej lepkości i bitumu naturalnego w Rosji i za granicą prowadzone są prace mające na celu udoskonalenie i stworzenie technologii zwiększających wydobycie ropy naftowej, pozwalających na zagospodarowanie powyższych złóż z największą efektywnością ekonomiczną .

W zakresie zagospodarowania złóż surowców trudnoodzyskiwalnych należy zwrócić uwagę na działalność takich firm jak Udmurtnieft', Tatnieft', RITEK.

Po utworzeniu w 1973 r. w Udmurcji Stowarzyszenia Produkcyjnego Udmurtniefti pierwsze próby zagospodarowania głównych złóż tradycyjnymi metodami – rzadkimi sieciami studni z zalewami – nie przyniosły pozytywnych rezultatów. Odwierty charakteryzowały się niskimi przepływami, zaobserwowano szybkie przebicia zatłaczanej wody w najbardziej przepuszczalnych utworach i międzywarstwach, nie osiągnięto projektowanej produkcji i bieżącego wydobycia ropy, a opłacalność zagospodarowania złóż gwałtownie spadła. Ze względu na zastosowanie w obliczeniach uproszczonych modeli hydrodynamicznych bez uwzględnienia czynników komplikujących, projektowe wskaźniki rozwoju techniczno-ekonomicznego okazały się znacznie przeszacowane, a zwłaszcza końcowe wartości uzysku ropy, które w projektach zakładano jako w przedziale 34-45%.

Dlatego już w 1975 roku rozpoczęto kompleksowe badania naukowe na dużą skalę w celu stworzenia zasadniczo nowych technologii usprawniających wydobycie ropy. Zorganizowano ukierunkowane badania teoretyczne i eksperymentalne cech mechanizmu odzyskiwania ropy w złożonych złożach spękano-porowato-przestrzennych zawierających oleje o wysokiej i wysokiej lepkości.

Zgromadzone światowe doświadczenia w zagospodarowaniu złóż olejów o wysokiej lepkości, występujących głównie w złożach terygenicznych, udowodniły skuteczność stosowania metod termicznych (ekspozycja gorącą wodą - HW i termiczna para wodna - HST). Jednakże nie odnotowano podobnych zmian w przypadku złóż węglanów zawierających ciężkie, lepkie oleje. W Udmurtii rozwój technologii zagospodarowania trudnych do wydobycia zasobów w złożach węglanowych prowadzono w dwóch kierunkach: 1) poszukiwanie i tworzenie technologii fizycznej i chemicznej stymulacji formacji, 2) termiczne oddziaływanie na powstawanie .

Rezultatem ukierunkowanych badań naukowych i praktycznych było stworzenie zasadniczo nowych technologii i metod racjonalnego rozwoju oraz zwiększonego wydobycia ropy naftowej w celu rozwiązania problemu eksploatacji skomplikowanych złóż ze złożami węglanów. Technologie termopolimerowej i termocyklicznej stymulacji złóż, które nie mają analogii w praktyce światowej, są potwierdzone naukowo na poziomie wynalazków i patentów, przetestowane i szeroko wprowadzone do produkcji. Jeśli tradycyjnie stosowane technologie zalewania złóż węglanowych olejami o wysokiej i wysokiej lepkości mogłyby zapewnić końcowy uzysk ropy nie większy niż 20-25%, to nowe technologie umożliwiają zwiększenie wydobycia ropy do 40-45%.

Istotą nowego podejścia jest to, że pod wpływem roztworów polimerów (stężenie poliakryloamidu 0,05-0,10%) możliwe jest znaczne wyrównanie profili zatłaczania w otworach zatłaczających, a co najważniejsze, znaczne zwiększenie współczynnika pokrycia zbiornika heterogenicznego poprzez agenta roboczego. Wyrównując stosunek lepkości fazy wypartej i wypierającej, tłumi się niestabilność lepką frontów wyporu – niekontrolowane przedostawanie się wody do studni produkcyjnych.

Badania i późniejsze doświadczenia przemysłowe wykazały, że technologie stymulacji polimerów zwiększają końcowy bieżący odzysk oleju o 1,5-1,7 razy w porównaniu z tym uzyskanym w wyniku narażenia na nieoczyszczoną wodę, tj. W czasie powodzi dynamika nawadniania studni produkcyjnych jest znacznie niższa, a ich przepływy eksploatacyjne większe. Opracowana nowa technologia stymulacji termopolimerów (TPR) polega na wtłaczaniu do formacji roztworu polimeru podgrzanego do temperatury 80-90°C o takim samym stężeniu jak roztwór zimny.

Znaczącym usprawnieniem mechanizmu wydobywania ropy ze złóż podczas TPR jest to, że wtłaczany gorący roztwór polimeru po przejściu przez złożę obniża swoją temperaturę do temperatury złożowej, zwiększając w ten sposób swoją lepkość na froncie wyporu, co prowadzi do jego wyrównania i wzrost współczynnika przemiatania formacji. Co więcej, proces ten w formacji okazuje się samoregulujący, co jest szczególnie istotne w przypadku złóż spękanych. Na polach Miszkinskoje i Listvenskoje dodatkowa produkcja ropy naftowej dzięki technologii TPR przekroczyła 560 tysięcy ton, zatem z 1 tony suchego polimeru można wydobyć dodatkowe 263 tony ropy.

W celu udoskonalenia technologii TPR opracowano nową technologię termopolimerów z dodatkiem polielektrolitu (TPVPE), która pozwala spowolnić ewentualną destrukcję polimeru i wniknąć go głębiej w formację. Ponadto, stosując tę ​​technologię, udało się znacznie zmniejszyć zużycie drogiego polimeru (o 15-20%), zmniejszając tym samym koszt wydobytego oleju. Dalsze doskonalenie technologii TPR podążało ścieżką znacznego zmniejszenia energochłonności i oszczędności zasobów, co doprowadziło do rozwoju technologii cyklicznej obróbki cieplnej polimerów in-situ (CIPT). Tutaj wtrysk roztworu chłodziwa i polimeru odbywa się w kilku cyklach, po czym następuje wtrysk zwykłej wody. Cykliczny charakter procesu CVPT prowadzi do zwiększenia pokrycia formacją czynnika roboczego, nasilenia efektów kapilarnych i termosprężystych oraz zmniejszenia zużycia środków chemicznych. Realizację projektu rozpoczęto na złożu Iżewskoje, co umożliwiło dodatkowe wydobycie ponad 400 tys. ton ropy i osiągnięcie ostatecznego uzysku ropy na poziomie 35,4 zamiast 11,5% przy obecnym reżimie wyczerpywania. Zastosowanie technologii CVPTV na złożu Listvenskoje umożliwi pozyskanie dodatkowych 2,3 mln ton ropy i zwiększenie wydobycia ropy o 8% w porównaniu do uzyskiwanego przy stymulacji zimnymi polimerami (CPO). Przegrzana gorąca woda (t=260°C) jest obecnie stosowana jako chłodziwo wtryskiwane do formacji w celu zwiększenia odzysku ropy.

Metody termiczne stosowane na polach naftowych o dużej lepkości zapewniają wielokrotny wzrost wydobycia ropy w porównaniu z metodami naturalnego rozwoju i zalewania wodą. Istnieją trzy główne czynniki wpływające na mechanizm odzyskiwania oleju:

Poprawa proporcji mobilności ropy i wody;

Rozszerzalność cieplna układu zbiornikowego;

Poprawa manifestacji molekularnych sił powierzchniowych w formacji.

Na polu Gremichinskoje rozpoczęło się wprowadzanie technologii obróbki cieplnej. Głównym obiektem zagospodarowania jest zbiornik A4 etapu baszkirskiego środkowego karbonu, ze złożonymi, niezwykle heterogenicznymi zbiornikami spękano-porowato-przepastnymi. Reżim zbiornikowy to ciśnienie sprężyste-woda. Było jasne, że efektywność zagospodarowania pól metodami tradycyjnymi będzie niska. Odzysk oleju w trybie naturalnym wynosi nie więcej niż 10-12%. Dlatego w 1983 roku rozpoczęto prace doświadczalne nad wtłaczaniem do złoża chłodziwa: gorącej wody o temperaturze na głowicy odwiertu 260°C.

Jednak technologia ta jest bardzo energochłonna i wymaga dużych kosztów materiałowych, dlatego specjaliści z OJSC Udmurtneft wraz z naukowcami z wielu instytutów przeprowadzili prace nad stworzeniem zasadniczo nowych technologii oszczędzających zasoby i energię, które umożliwią wprowadzenie oczywiście nierentowne rezerwy olejów o dużej lepkości ze złoża Gremichinskoje do kategorii rentownych.

W rezultacie stworzono, opatentowano i wprowadzono do produkcji zasadniczo nowe, wysoce wydajne technologie termostymulacji: termostymulacja impulsowa (IDTI), termostymulacja impulsowo-dozowa z przerwą (IDTV(P), termostymulacja cykliczna formacji (TCVP) i jego modyfikacje.

Istotą technologii IDTV jest wielokrotne oddziaływanie na matrycę naprzemiennie i przy ściśle obliczonych cyklach „grzania-chłodzenia”, co przyczynia się do pełniejszego wyparcia oleju przy zachowaniu tzw. „temperatury efektywnej” w zbiorniku. Koncepcja ta stanowi podstawę do określenia wymaganych ilości chłodziwa i zimnej wody, aby zapewnić znaczną redukcję kosztów energii i zasobów. Intensyfikacja wydobycia ropy naftowej w trybie IDTV uwarunkowana jest przyspieszeniem procesu pokrywania obiektu zabudową oddziaływaniami termicznymi.

W porównaniu do PTV i WGW, proces cykliczny pozwala na zastosowanie instalacji ciepłowniczych dla dużej liczby odwiertów zatłaczających, gdyż w okresach zatłaczania części zimnej wody chłodziwo jest zatłaczane do innych odwiertów. Gdy powtarzają się powtarzające się cykle zmian temperatury, tj. przy cyklicznym działaniu termicznym na matrycę odzysk oleju osiąga 37%, czyli o 9% więcej niż w przypadku zalania.

W swoim projekcie technicznym IDTV nie wymaga żadnych specjalnych dodatkowych konstrukcji ani instalacji. Stosowane są standardowe studnie do zatłaczania pary, głowice odwiertów i urządzenia powierzchniowe.

W technologii IDTV(P) wtrysk środków wypierających nie odbywa się w sposób ciągły jak w IDTV, lecz z krótkotrwałymi przerwami (przerwami) w okresach wtryskiwania porcji zimnej wody. Celem przerw jest okresowe wytwarzanie różnic ciśnień w formacji w celu zakłócenia ustalonych przepływów płynu i włączenia stref o niskiej przepuszczalności w aktywny rozwój. Przyjmuje się, że czas trwania przerwy jest równy czasowi powrotu ciśnienia w złożu po wyłączeniu odwiertu. Technologia IDTV(P), posiadająca wszystkie właściwości technologii IDTV, zapewnia wzrost odzysku oleju aż do 40%.

Istotą technologii TCVP jest zorganizowanie jednego procesu technologicznego o złożonym wpływie termicznym na złoże poprzez system otworów zatłaczających i produkcyjnych. Realizacja jednego pełnego cyklu TCVP obejmuje: zatłaczanie chłodziwa do złoża jednocześnie poprzez centralny odwiert zatłaczający i trzy odwierty wydobywcze, usytuowane jeden za drugim w 7-punktowym elemencie, przy jednoczesnym odprowadzaniu płynu przez pozostałe trzy odwierty wydobywcze. Zmienia się wówczas funkcja grupy odwiertów produkcyjnych – te z zatłaczaniem chłodziwa przechodzą w tryb wydobywczy i odwrotnie; Wszystkie odwierty produkcyjne przełączane są w tryb ekstrakcji, chłodziwo pompowane jest przez centralny odwiert zatłaczający. Technologia przewiduje realizację od trzech do pięciu takich cykli, co zapewnia niemal całkowite pokrycie przemieszczeniem całego elementu powierzchniowego. Proces cykliczny prowadzi do okresowych zmian kierunków przepływów filtracyjnych, co jest czynnikiem ograniczającym ubytki wody w studniach produkcyjnych. Szacunkowy ostateczny uzysk ropy sięga 45%. Jeśli weźmiemy pod uwagę strefę reakcji, wówczas udział ropy wydobywanej metodami termicznymi wynosi 75%.

Efektywność ekonomiczna wprowadzenia metod termicznych na polu Gremikhinskoye wyniosła około 525 milionów rubli, w tym technologie: IDTV - 211 milionów rubli, IDTV (P) - 190 milionów rubli, TCVP - 64 miliony rubli.

O efektywności technologii świadczy poziom bieżącego uzysku ropy naftowej (42%) w pilotażowych obszarach ich stosowania, natomiast przewidywany końcowy uzysk ropy w czasie powodzi szacuje się na 20-25%.

Ilości dodatkowo wyprodukowanej ropy naftowej dzięki nowym technologiom, osiągnięte współczynniki odzysku ropy na obszarach doświadczalnych i ogólnie w obiektach wskazują na wysoką skuteczność wdrożonych metod termicznych i termopolimerowych na polach naftowych o wysokiej lepkości w Udmurcji. Obliczenia kosztów wydobycia ropy naftowej przy wprowadzaniu nowych technologii w porównaniu z tradycyjnymi podejściami przekonująco dowodzą ich wyższej efektywności ekonomicznej.

Praktyczne doświadczenia w zagospodarowaniu złóż Gremichinskoje, Miszkinskoje i Listvenskoje oraz obliczenia kosztów wydobycia ropy naftowej po osiągnięciu ostatecznych wartości wydobycia ropy wykazały, że koszt wydobycia ropy naftowej przy zastosowaniu metod fizycznych, chemicznych i termicznych zwiększenie wydobycia ropy naftowej utworzone przez OJSC Udmurtneft jest niższe niż w przypadku trybu naturalnego i powodzi. Dzięki temu możliwe stało się ekonomiczne wykorzystanie nowych technologii przy obecnych cenach ropy.

W ten sposób nowe technologie umożliwiły wyeliminowanie głównej przeszkody w stosowaniu metod termicznych w zagospodarowaniu lepkich pól naftowych - wysokich kosztów, ponieważ tradycyjne metody termiczne są około 2 razy droższe niż zalewanie wodą.

Pomimo zgromadzonych doświadczeń w zakresie termicznych metod oddziaływania na złóż, poszukiwanie i tworzenie nowych, bardziej zaawansowanych technologii zagospodarowania złóż ropy ciężkiej i bitumów wydaje się niezwykle potrzebne dla krajowego przemysłu naftowego. Wynika to zarówno ze struktury „niekonwencjonalnych” zasobów ropy naftowej, jak i konieczności pełniejszego zagospodarowania złóż węglowodorów przy odpowiednio wysokiej efektywności ich wydobycia. Jak zauważono powyżej, ponad 2/3 wydobywalnych zasobów „niekonwencjonalnych” węglowodorów w Rosji to bitum, a nie ropa ciężka. Zasoby geologiczne naturalnego asfaltu są o rząd wielkości większe niż wydobywalne zasoby ropy ciężkiej. Aby zagospodarować takie złoża przy jednoczesnym osiągnięciu akceptowalnych współczynników uzysku, potrzebne są najnowsze metody termiczne, które charakteryzują się wyższą wydajnością niż tradycyjne technologie wykorzystujące parę termiczną. Jedną z takich metod może być drenaż grawitacyjny wspomagany parą (SAGD) (rys. 9), który dziś sprawdził się na świecie jako bardzo skuteczna metoda wydobycia ropy ciężkiej i bitumu naturalnego. W klasycznym opisie technologia ta polega na wykonaniu dwóch poziomych odwiertów, położonych równolegle do siebie, w warstwach nasyconych ropą w pobliżu dna formacji. Górny odwiert poziomy służy do zatłaczania pary do złoża i tworzenia komory parowej o wysokiej temperaturze.

Proces oddziaływania pary grawitacyjnej rozpoczyna się od etapu podgrzewania, podczas którego (kilka miesięcy) para krąży w obu studniach. Jednocześnie, w wyniku przewodzącego przenoszenia ciepła, nagrzewa się strefa formacji pomiędzy odwiertami produkcyjnymi i zatłaczającymi, zmniejsza się lepkość ropy w tej strefie, a tym samym zapewnia się hydrodynamiczne połączenie pomiędzy odwiertami. Na głównym etapie produkcji para jest już wtryskiwana do otworu zatłaczającego.

Ryż. 9 Schemat instalacji do ekstrakcji asfaltu w trybie odwadniania grawitacyjnego parą. Legenda: 1 - wciągarka; 2 - wyposażenie głowicy odwiertu; 3,4 - ciągi produkcyjne odpowiednio odwiertów produkcyjnych i zatłaczających; 5 - wymaz; 6 - lina.

Wtryskiwana para, ze względu na różnicę gęstości, przedostaje się na szczyt formacji produkcyjnej, tworząc komorę parową o zwiększonych rozmiarach. Na styku komory parowej z warstwami nasyconymi zimnym olejem stale zachodzi proces wymiany ciepła, w wyniku którego para skrapla się do postaci wody i wraz z ogrzanym olejem spływa pod wpływem grawitacji do szybu produkcyjnego. Wzrost komory parowej w górę trwa aż do szczytu formacji, a następnie zaczyna rozszerzać się na boki. W tym przypadku olej ma zawsze kontakt z komorą parową o wysokiej temperaturze. Dzięki temu straty ciepła są minimalne, co czyni tę metodę rozwoju opłacalną z ekonomicznego punktu widzenia.

Aby zwiększyć produkcję i obniżyć koszty energii, niektóre firmy zaczynają łączyć metody VAPEX i SAGD. Jednym z rozwiązań jest technologia SAP (Solvent Aided Process), która łączy w sobie zalety tych metod. W procesie SAP do pary pompowanej w procesie SAGD dodaje się niewielką ilość rozpuszczalnika węglowodorowego jako dodatek. O ile para jest głównym czynnikiem chłodzącym i zmniejsza lepkość oleju, to dodatek rozpuszczalnika pozwala na jego jeszcze większe rozcieńczenie. Choć poprawa wyników ekonomicznych zależy od konkretnej sytuacji, analiza wyników wskazuje na korzyść ekonomiczną przejścia z procesu SAGD na SAP.

W Kanadzie wtrysk rozpuszczalnika oznacza wtryskiwanie gazów węglowodorowych (rozpuszczalników parafinowych), takich jak metan, propan, butan i ich mieszaniny. Metoda ta wymaga pobliskiego źródła gazów węglowodorowych i zaawansowanego technologicznie sprzętu do ich wstrzykiwania. Jednocześnie złoża superlepkich olejów Republiki Tatarstanu charakteryzują się płytką głębokością formacji produkcyjnej (poniżej 100 m) i niskimi ciśnieniami złożowymi. W takich warunkach stosowanie tych rozpuszczalników jest niepraktyczne. Najbardziej odpowiednimi rozpuszczalnikami do wypierania bardzo lepkich olejów zawartych w słabo cementowanych piaskowcach stopnia ufimian są ciecze węglowodorowe (rozpuszczalniki naftowe), których lepkość jest mniejsza niż lepkość oleju.

W maju 2006 roku specjaliści z OAO Tatnieft rozpoczęli unikalny projekt produkcji superlepkich olejów na złożu Ashalchinskoye przy użyciu technologii grawitacyjnej parowej. W celu poprawy jego efektywności przeprowadzono eksperymentalną ocenę zastosowania rozpuszczalników naftowych w połączeniu z wtryskiem pary. W celu doboru odpowiedniego rozpuszczalnika do wypierania superlepkich olejów ze złóż Ashalchinskoye i Mordovo-Karmalskoye zbadano właściwości fizykochemiczne następujących rozpuszczalników: mia-prom, niestabilna benzyna Kichuy, absorbent N, olej dewoński, nefras 120/200 , rozpuszczalnik mieszany „MS-50”, nefras 130/150, nefras 150/200, nefras 150/300, absorbent Sterlitamak, destylat, olej napędowy, absorbent A-2, olej opałowy.

Ustalono, że najniższą zdolność rozpuszczania ma destylat wytwarzany w Wydziale Wydobycia Nafty i Gazu Aznakajewsk „Aznakajewsknieft’” (ilość rozpuszczonej ropy wynosi 4,67%), a największą nefras 150/300 (15,1%).

Stwierdzono, że wszystkie badane rozpuszczalniki naftowe, z wyjątkiem destylatu, mają zastosowanie w technologiach pary termicznej, gdyż nie wytrącają substancji asfaltowo-żywicznych z superlepkiego oleju. Analiza wyników badań wskazuje, że wszystkie badane rozpuszczalniki olejowe przyspieszają niszczenie emulsji wodno-olejowych przygotowanych na bazie superlepkiej ropy ze złóż Ashalchinskoye i Mordovo-Karmalskoye w temperaturach 95 i 20°C. Uzyskane wyniki pozwalają rekomendować rozpuszczalniki naftowe takie jak absorbent i nefras do stosowania w technologiach VAPEX i SAP w Tatarstanie, które w pełni spełniają wymagania dla rozpuszczalników stosowanych w połączeniu z metodami termicznymi.

Interesująca jest technologia innowacyjnego kompleksu techniczno-technologicznego oddziaływania parowo-gazowego opracowanego w JSC RITEK. Jego istota polega na tym, że w wytwórni pary i gazu chłodziwo powstaje bezpośrednio w strefie dennej formacji (ryc. 10). Gdy chłodziwo generowane jest w strefie dennej, podczas transportu pary praktycznie nie występują straty ciepła. Sprawność takich urządzeń pod względem efektywności spalania paliwa wynosi około 30% wyższa niż w przypadku instalacji naziemnych.

W wytwornicy pary i gazu do wytworzenia mieszaniny pary i gazu wykorzystywane są wyłącznie składniki ciekłe: woda i jednopaliwo (układ, w którym wszystkie składniki niezbędne do reakcji zawarte są w jednym strumieniu cieczy). Ponadto podczas pracy generatora pary i gazu do złoża oleju wtryskiwana jest nie czysta para, ale jej mieszanina z produktami spalania, tzw. mieszanina parowo-gazowa. Gaz parowy ma łączny wpływ na powstawanie: termiczny i fizykochemiczny, ponieważ oprócz pary wodnej zawiera dwutlenek węgla i azot. W ten sposób wytwornice pary i gazu zapewniają niemal całkowite wykorzystanie energii chemicznej paliwa, nie ma emisji gazów spalinowych do atmosfery, a wpływ termiczny na formację uzupełnia efekt fizykochemiczny.

W maju 2009 roku w studni. 249 na polu Melnikovskoye w Republice Tatarstanu rozpoczęto pilotażowe testy terenowe kompleksu generatorów pary i gazu na paliwo jednopaliwowe, które dały już pozytywne wyniki. To ostatni etap rozwoju unikalnej zintegrowanej technologii, która pozwala na produkcję oleju o wysokiej lepkości na dużych głębokościach. Technologia ta oraz rozwinięty zestaw urządzeń otwierają ogromne możliwości w zakresie produkcji surowców niekonwencjonalnych, szczególnie w Republice Tatarstanu, gdzie skoncentrowane są znaczne zasoby ropy naftowej o wysokiej lepkości.

Ryż. 10. Schemat ideowy instalacji generatora parowo-gazowego na paliwo jednopaliwowe: 1 - stacja Kontroli; 2 - jednopaliwowe; 3 - woda; 4 - pompa tłokowa

Farmanzade A.R. 1, Karpunin N.A. 2, Chromych L.N. 3, Evsenkova A.O. 4, Al-Ghobi G. 5

1 doktorant, 2 studentów, 3 profesorów nadzwyczajnych, 4 studentów, 5 studentów. 1,2,4,5 Narodowy Uniwersytet Zasobów Mineralnych „Górnictwo”, 3 Państwowy Uniwersytet Techniczny w Samarze

BADANIE WŁAŚCIWOŚCI REOLOGICZNYCH OLEJU O WYSOKIEJ LEPKOŚCI Z POLA PECZERSKIEGO

adnotacja

W artykule zbadano właściwości reologiczne ropy ciężkiej ze złoża Peczersk w szerokim zakresie temperatur. Główną uwagę poświęcono badaniu lepkich i sprężystych składników lepkości w zależności od temperatury w celu uzasadnienia optymalnych warunków zagospodarowania danego złoża naftowego.

Słowa kluczowe: olej o dużej lepkości, bitum, składnik o lepkości elastycznej, składnik o lepkości lepkiej, właściwości reologiczne.

Farmanazada A. R. 1 , Karpunin N. A. 2, Chromych L.N. 3,Jewsenkowa A. O. 4 , Glin– Gobi G. 5

1 student studiów podyplomowych, 2 studentów, 3 profesorów nadzwyczajnych, 4 studentów, 5 studentów. 1,2,4,5 Narodowy Uniwersytet Zasobów Mineralnych (Uniwersytet Górniczy), 3 Państwowy Uniwersytet Techniczny w Samarze

BADANIE WŁAŚCIWOŚCI REOLOGICZNYCH ZŁOŻA CIĘŻKIEGO ZŁOŻA NAFTOWEGO PECHORA

Abstrakcyjny

W artykule zbadano właściwości reologiczne złoża ropy ciężkiej Peczora w szerokim zakresie temperatur. Główną uwagę poświęca się badaniustrataIskładowaniemoduł lepkości w funkcji temperatury w celu zalecenia optymalnych warunków zagospodarowania tego pola naftowego.

Słowa kluczowe: olej ciężki, bitum, moduł zachowawczy, moduł stratności, właściwości reologiczne.

Obecnie, w związku ze stałym wyczerpywaniem się złóż rop lekkich o niskiej lepkości, istnieje konieczność wprowadzenia w zagospodarowanie złóż złóż trudnych do wydobycia, takich jak oleje o dużej lepkości i asfalty naturalne, których większość zlokalizowana jest w Kanadzie , Wenezueli i Rosji, staje się coraz ważniejsze. W Federacji Rosyjskiej ponad 70% olejów o wysokiej lepkości jest ograniczonych do 5 regionów: w regionie Perm (ponad 31%), w Tatarstanie (12,8%), w regionie Samara (9,7%), w Baszkortostanie ( 8,6%) i obwód Tiumeń (8,3%).

Tego typu złoża ropy charakteryzują się z reguły płytkimi głębokościami warstw roponośnych i często niskimi temperaturami złożowymi, natomiast zawarte w nich oleje lub bitumy mają właściwości nienewtonowskie ze względu na dużą zawartość parafin, asfaltenów. i żywice. Przy dużej zawartości ciężkich składników w składzie olejów pojawiają się właściwości lepkosprężyste, które po raz pierwszy odkryto w latach 70. XX wieku. .

Wysokie wartości lepkości takich olejów w warunkach złożowych są przyczyną niskich przepływów w odwiertach produkcyjnych, a czasem nawet ich całkowitego braku przy próbie zagospodarowania złoża w trybie naturalnym. Obecnie w zagospodarowaniu złóż takich węglowodorów najbardziej rozpowszechnione są termiczne metody oddziaływania na formację produktywną. Wśród tych technologii warto zwrócić uwagę na cykliczne zatłaczanie pary i powierzchniowe zatłaczanie pary, jako najczęstsze metody produkcji i intensyfikacji w Rosji, oraz szeroko stosowany za granicą drenaż grawitacyjny wspomagany parą (SAGD).

Do badania właściwości ropy naftowej o dużej lepkości znajdującej się w złożonym zbiorniku węglanowym wybrano złoże Peczerskoje, położone nad brzegiem Wołgi, w pobliżu wsi Peczerskoje. Wcześniej na tym polu wydobywano skały (wapienie i dolomity) nasycone ropą ciężką w celu późniejszego wydobycia z niego surowców do produkcji masy bitumicznej. Autorzy zorganizowali wycieczki terenowe w tym terenie w celu zebrania informacji o strukturze złoża oraz próbek do badania właściwości reologicznych ropy i pustej przestrzeni złoża.

W pracy badano właściwości reologiczne oleju w zależności od temperatury. W tym przypadku zastosowano nowoczesny, bardzo precyzyjny wiskozymetr rotacyjny z łożyskami powietrznymi.

Doświadczenie mające na celu zbadanie zależności lepkości dynamicznej od temperatury przeprowadzono w następujący sposób: kroplę oleju o objętości 1 ml umieszczono na platformie wiskozymetru nagrzanej do temperatury 70°C, następnie kroplę dociśnięto rotorem, a następnie temperatura wzrosła do 110°C. Prędkość kątową na wiskozymetrze ustawiono na 5 s -1, po czym temperatura stopniowo spadała do 50°C. Tę temperaturę zaproponowano jako granicę zapobiegającą nadmiernemu przeciążeniu silnika wiskozymetru.

Ryż. 1 – Zależność lepkości dynamicznej oleju o dużej lepkości od temperatury.

Z przedstawionego rysunku wynika, że ​​lepkość dynamiczną oleju można opisać funkcją potęgową postaci y=1177320551696170000x -7,24 z przybliżoną wartością niezawodności R² = 0,99554. Olej charakteryzuje się dużą lepkością w całym zakresie prezentowanych temperatur (lepkość w temperaturze 110°C wynosi 2003 mPa∙s, a w temperaturze 50°C – 502 343 mPa∙s). Na tym etapie badań nie było możliwe zmierzenie lepkości oleju w temperaturze złoża 20°C ze względu na ograniczenia w możliwościach wiskozymetru.

W celu dalszego badania właściwości reologicznych tego oleju przeprowadzono dodatkowe specjalistyczne badania dynamiczne w celu określenia sprężystych i lepkich składników lepkości. W trakcie eksperymentów badano wpływ spadku temperatury na sprężystą składową lepkości (dynamiczny moduł ścinania, zwany także modułem zachowawczym) oraz lepką składową lepkości (moduł podatności lub stratności). W pierwszym przypadku wykorzystaną do badań ropę ze złoża Peczersk schładzano w wybranym zakresie temperatur od 90°С do 50°С. Doświadczenie przebiegało następująco: kroplę oleju o objętości 1 ml umieszczono na platformie wiskozymetru nagrzanej do temperatury 70°C, następnie kroplę dociśnięto rotorem i temperaturę podniesiono do 90°C, po czym stopniowo spadła do 50°C podczas rejestracji danych. Obciążenie dynamiczne reprezentowano przez ruch oscylacyjny wirnika z częstotliwością 1 Hz i obciążeniem 100 Pa. Wyniki przedstawiono na rysunku 2.

Ryż. 2 – Zależność składników sprężystych (moduł zachowawczy) i lepkich (moduł stratności) lepkości oleju o dużej lepkości ze złoża Peczerskoje od temperatury.

Analizując przedstawione zależności można wyciągnąć następujące wnioski: po pierwsze, zarówno lepkość, jak i sprężystość składnika lepkości oleju zmniejszają się wraz ze wzrostem temperatury i osiągają stosunkowo małe wartości w temperaturze 80°C, co świadczy o konieczności wykorzystania energii cieplnej w rozwój tej dziedziny. Po drugie, można zauważyć, że w badanym zakresie temperatur olej posiada właściwości sprężyste, które choć maleją wraz ze wzrostem temperatury, osiągają znaczne wartości: 23,54 Pa.

Na podstawie wyników badań można wyciągnąć następujące wnioski:

1. Olej o dużej lepkości ze złoża Peczerskoje charakteryzuje się wyjątkowo wysoką lepkością: zmierzona lepkość dynamiczna w temperaturze 50°C wynosi 502343 mPa∙s.
2. Biorąc pod uwagę fakt, że lepkość ropy naftowej wraz ze wzrostem temperatury od 50 do 110°C spada z 502343 mPa∙s do 2000 mPa∙s, w celu wydobycia ropy ze skał tego złoża konieczne jest zastosowanie metod termicznych działanie.
3. Badany olej ma złożone właściwości reologiczne, prawdopodobnie ze względu na dużą zawartość asfaltenów i żywic charakterystycznych dla złóż przypowierzchniowych w rejonie Samary. W całym zakresie temperatur, w jakich przeprowadzono badania dynamiczne, obserwuje się wysokie wartości składników lepkości lepkiej i sprężystej, co niewątpliwie będzie miało negatywny wpływ na proces wydobycia ropy ze złoża.
4. Autorzy pracy planują dalsze badania mające na celu uzasadnienie skutecznych technologii wydobywania tego typu anomalnych olejów ze złóż produkcyjnych, np. technologii wykorzystujących złożone działanie czynników termicznych i rozpuszczalników.

Literatura

1. Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov M.M. Nienormalne oleje. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
2. Zinowiew A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Olkhovskaya V.A., Roshchin P.V., Mardashov D.V. Uzasadnienie reżimu zagospodarowania wyjątkowo lepkich złóż ropy naftowej w oparciu o integrację wstępnych informacji geologicznych i terenowych // Biuletyn Komitetu Centralnego Rosnedry. -2014. -Nr 3. -Z. 15-23.
3. Zinowiew A.M., Olkhovskaya V.A., Kovalev A.A. Uzasadnienie modelu analitycznego pseudostacjonarnego dopływu nieliniowego lepkoplastycznego oleju do odwiertu pionowego // Biuletyn Komitetu Centralnego Rosnedry. -2013. -Nr 2. -Z. 40-45.
4. Zinowiew A.M., Olkhovskaya V.A., Maksimkina N.M. Projektowanie systemów zagospodarowania pól naftowych o dużej lepkości z wykorzystaniem nienewtonowskiego modelu przepływu i wyników badań odwiertów pod kątem napływu // Oilfield Business. -2013. -Nr 1. -Z. 4-14.
5. Litwin V.T., Roshchin P.V. Badanie wpływu rozpuszczalnika „Nefras S2-80/120” na właściwości reologiczne parafinowego oleju o dużej lepkości ze złoża Petrukhnovskoye // Materiały z sesji naukowej naukowców z Państwowego Instytutu Naftowego w Almietiewsku. -2013. -T.1. -Nr 1. -S. 127-130.
6. Polishchuk Yu.M., Yashchenko I.G. Oleje o dużej lepkości: analiza przestrzennych i czasowych zmian właściwości fizycznych i chemicznych // Elektroniczne czasopismo naukowe „Biznes Naftowy i Gazowy”. 2005 nr 1. [Zasoby elektroniczne]: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (dostęp: 15.11.2015).
7. Olkhovskaya V.A., Sopronyuk N.B., Tokarev M.G. Efektywność uruchamiania małych złóż ropy naftowej o właściwościach nienewtonowskich//Zagospodarowanie, eksploatacja i zagospodarowanie pól naftowych/Samara: Zbiór prac naukowych firmy SamaraNIPIneft LLC. -2010. -Problem 1. -Z. 48-55.
8. Olchowskaja V.A. Hydromechanika podziemna. Filtracja oleju nienewtonowskiego. -M .: JSC „VNIIOENG”, 2011. -224 s.
9. Rogaczow M.K., Kolonskikh A.V. Badanie właściwości lepkosprężystych i tiksotropowych ropy naftowej ze złoża Usinsk // Biznes Naftowy i Gazowy. -2009. -T.7. -Nr 1. -str. 37-42.
10. Roshchin P.V. Uzasadnienie zintegrowanej technologii przetwarzania strefy formacji dennej w złożach ropy naftowej o dużej lepkości ze złożami o spękanych porach: praca dyplomowa. Doktorat technologia Nauka. -SPb., 2014. -112 s.
11. Roshchin P.V., Petukhov A.V., Vasquez Cardenas L.K., Nazarov A.D., Khromykh L.N. Badanie właściwości reologicznych olejów o wysokiej lepkości i silnie parafinowych z pól w rejonie Samary. Geologia ropy i gazu. Teoria i praktyka. 2013. T. 8. nr 1. s. 12.
12. Roshchin P.V., Rogachev M.K., Vazquez Cardenas L.K., Kuzmin M.I., Litvin V.T., Zinowiew A.M. Badania materiału rdzeniowego ze złoża asfaltu naturalnego Peczersk za pomocą komputerowego mikrotomografu rentgenowskiego SkyScan 1174V2. Międzynarodowe czasopismo naukowo-badawcze. 2013. Nr 8-2 (15). s. 45-48.
13. Ruzin L.M. Zasady technologiczne zagospodarowania złóż olejów i bitumów o ponadnormatywnej lepkości / L.M. Ruzin, I.F. Czuprow; wyd. N.D. Cchadaja. Uchta, 2007. 244 s.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Geneza i zintegrowane badanie słodkich miejsc w złożach węglanowych i gazonośnych ropy łupkowej w dorzeczu Timan-Pechora. Society of Petroleum Engineers – Europejska Konferencja i Wystawa Zasobów Niekonwencjonalnych 2014: Odblokowanie Europejskiego Potencjału 2014. s. 295-305.
15. Pierre C. i in. Skład i reologia oleju ciężkiego //Nauka i technologia ropy i gazu. – 2004. – T. 59. – Nr. – s. 489-501.
16. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Dobór rozpuszczalników na podstawie badania właściwości reologicznych oleju. Międzynarodowe czasopismo naukowo-badawcze. -2015. -Nr 6-1 (37). -Z. 120-122.

Bibliografia

1. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomalny olej. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
2. Zinov’ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol’hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal’no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -Nr 3. -S. 15-23.
3. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Kovalev A.A. Obosnovanie analiticheskoj modele psevdoustanovivshegosja pritoka nelinenejno vjazkoplastichnoj nefti k vertikal’noj skvazhine//Vestnik CKR Rosnedra. -2013. -Nr 2. -S. 40-45.
4. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Maksimkina N.M. Proektirovanie sistem razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modele nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok//Neftepromyslovoe delo. -2013. -Nr 1. -S. 4-14.
5. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja „Nefras S2-80/120” na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -Nr 1. -S. 127-130.
6. Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himicheskih svojstv // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal „Neftegazovoe delo”. 2005 nr 1. : http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (dane obrashhenija 15.11.2015).
7. Ol’hovskaja V.A., Sopronjuk N.B., Tokarev M.G. Jeffektivnost’ vvoda v jekspluataciju nebol’shih zalezhej nefti s nen’jutonovskimi svojstvami//Razrabotka, jekspluatacija i obustrojstvo neftjanyh mestorozhdenij/Samara: Sbornik nauchnyh trudov OOO „SamaraNIPIneft’”. -2010. -Vyp.1. -S. 48-55.
8. Ol'hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil'tracija nen'jutonovskoj nefti. -M.: OAO „VNIIOJeNG”, 2011. -224 s.
9. Rogaczow M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -Nr 1. -S.37-42.
10. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
11. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. 2013. T. 8. nr 1. S. 12.
12. Roshhin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2. Mezhdunarodnyj naukowo-issledovatel’skij zhurnal. 2013. Nr 8-2 (15). S. 45-48.
13. Ruzin L.M. Tehnologicheskie principy razrabotki zalezhej anomal’no vjazkih neftej i bitumov / L.M. Ruzin, I.F. Czuprow; Pod czerwony. N.D. Chadaja. Uhta, 2007. 244 s.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Geneza i zintegrowane badanie słodkich miejsc w złożach węglanowych i gazonośnych ropy łupkowej w dorzeczu Timan-Pechora. Society of Petroleum Engineers – Europejska Konferencja i Wystawa Zasobów Niekonwencjonalnych 2014: Odblokowanie Europejskiego Potencjału 2014. S. 295-305.
15. Pierre C. i in. Skład i reologia oleju ciężkiego //Nauka i technologia ropy i gazu. – 2004. – T. 59. – Nr. 5. – S. 489-501.
16. Roschin P. V. i in. Eksperymentalne badania odzyskiwania oleju ciężkiego z próbek rdzenia węglanowego o spękanych porach poprzez wtrysk wtórnego dodatku środka powierzchniowo czynnego//SPE Heavy Oil Conference-Kanada. – Towarzystwo Inżynierów Naftowych, 2013.
17. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Dobór rozpuszczalników na podstawie badania właściwości reologicznych oleju. Mezhdunarodnyj naukowo-issledovatel’skij zhurnal. -2015. -Nr 6-1 (37). -S. 120-122.

Transport oleju o wysokim wskaźniku lepkości jest dość skomplikowany ze względu na zwiększone opory.

1. Aby ułatwić produkcję i poprawić płynność, do oleju wprowadza się olej węglowodorowy lub lżejszy. Ale ta metoda wymaga dodatkowych kosztów, a lekkie frakcje oleju nie zawsze są dostępne.

2. Stosuje się również inną metodę upłynniania surowca naftowego o dużej lepkości. W takim przypadku wzdłuż rurociągu instalowane są urządzenia grzewcze, aby ułatwić transport ropy. Jednak część wyprodukowanego oleju wykorzystywana jest do zasilania elementów grzejnych, co prowadzi do strat sięgających nawet 20% wyprodukowanego produktu.

3. Kolejnym sposobem wydobycia oleju ciężkiego jest dostarczenie go w postaci płynących emulsji wodnych. Emulsję otrzymuje się poprzez zmieszanie wody i emulgatora z olejem, a następnie wprowadzenie powstałej masy do rur. Aby metoda ta była tańsza, należy zastosować tani emulgator, a emulsje muszą być stabilne przy pompowaniu i późniejszym zasilaniu olejem. Emulsje zawierające tylko 50% oleju są uważane za nieopłacalne, ponieważ okazuje się, że koszty energii podczas produkcji zwiększają się o połowę.

Jako emulgator stosuje się mieszaninę siarczanów i karboksylowanych etoksylanów, które są nie tylko drogie, ale także brakuje ich, co prowadzi do wzrostu kosztów produkcji.

4. Inną metodą jest dodanie do oleju wodnego roztworu dyspergatora, a następnie utworzenie związków emulgujących, na które składają się etoksylowane alkilofenole. Efektem wynalazku jest zwiększenie ilości i efektywności transportu produktów naftowych o dużej lepkości. Do odwiertu wtryskiwany jest wodny roztwór środka dyspergującego, który wchodzi w kontakt z ropą na głębokości większej niż głębokość pompy wypompowującej. Dzięki wibracjom powstającym podczas pracy pompy olej i dyspergator mieszają się, a powstała kompozycja jest dostarczana rurami do góry, a mieszanie następuje niezależnie od wielkości i twardości cząstek tworzących produkt olejowy.

5. Upłynnianie produktów naftowych jest również możliwe poprzez wtłaczanie rozcieńczalnika sprzedawanego przez pierścień do obszaru formacji przyodwiertowej. Jednak w miarę zanikania działania środka rozcieńczającego konieczne staje się jego wielokrotne pompowanie, co jest czasochłonne i przez to nieskuteczne.

Jeśli jednak zastosowany zostanie rozcieńczalnik ważony, wówczas spadnie on poniżej poziomu pompy w samej strefie dolnego otworu i wypełniając przestrzeń, pomaga wyprzeć olej do rury jako lżejszy materiał. Rozcieńczalnik składa się z wody chlorku wapnia, mieszaniny dwóch środków powierzchniowo czynnych i wodorotlenku metalu alkalicznego.

Metoda ta poprawia pracę pomp głębinowych, zwiększa dopływ ropy, zmniejsza ciśnienie na głowicy odwiertu i nie wymaga stosowania dodatkowego sprzętu.

6. Nowa technika – spalanie in-situ – jest już stosowana w niektórych dziedzinach i jest całkiem skuteczna, możliwe, że to przyszłość.

Spalanie in-situ to metoda produkcji ropy naftowej, w której wykorzystuje się energię uzyskaną ze spalania surowców bezpośrednio w złożu, po wpompowaniu do niego powietrza. Metodę tę można stosować w przypadku olejów lekkich i ciężkich. Na przykład podczas spalania 1 metra sześciennego. metr skały pod ciśnieniem 200 atmosfer i wzrostem temperatury do 350 stopni można uzyskać 60 metrów sześciennych gazu i 80 litrów ropy.

W celu przeprowadzenia procesu do odwiertu wprowadzane jest powietrze, które wraz ze wzrostem temperatury rozpoczyna proces utleniania, w wyniku czego woda odparowuje, zamieniając się w parę z utworzeniem szybu naftowego, wypierając powstałe gazy i ropę na zewnątrz rura.

Spalanie na miejscu może być suche, mokre lub bardzo mokre. Spalanie mokre jest najwygodniejsze w produkcji, ponieważ przesuwa front spalania, zmniejsza zużycie powietrza i zmniejsza stężenie oleju spalanego w formacji.

ZAGOSPODAROWANIE ZÓJ NAFTOWYCH O WYSOKIEJ LEPKOŚCI

Wystarczająco wysokie wartości odzysku ropy naftowej podczas zagospodarowania pól naftowych o dużej lepkości można osiągnąć jedynie poprzez wdrożenie metod termicznych w celu zwiększenia odzysku ropy.

Jednocześnie, biorąc pod uwagę znaczne koszty wdrożenia EOR, w ostatnim czasie opracowano szereg nowych technologii produkcji oleju na zimno. Podczas zajęć praktycznych dokonamy przeglądu wszystkich istniejących technologii produkcji oleju o dużej lepkości.

W tym wykładzie skupimy się na termicznych metodach opracowywania olejów o dużej lepkości.

Termiczne metody wspomagania odzysku ropy naftowej.

Aby zwiększyć współczynnik odzysku oleju ze złoża VVN, zaleca się podniesienie temperatury złoża. Woda ma tę właściwość, że przenosi znacznie większą ilość ciepła niż jakakolwiek inna ciecz w tym samym stanie skupienia. W temperaturze niezbyt bliskiej krytycznej sucha para przenosi znacznie większą ilość ciepła niż woda (3,5 razy przy 20 atm, 1,8 razy przy 150 atm).

W przypadku ciągłego wtrysku chłodziwa (system wtrysk-odwiert produkcyjny) nie cała dostarczona energia cieplna jest wykorzystywana na zwiększenie odzysku oleju. Część, dość zauważalna, jest tracona na skutek strat cieplnych:

Gdy chłodziwo przepływa przez część obudowy studni przechodzącą przez górne warstwy gleby;

w dach i dno zbiornika oleju bezpośrednio podczas wtryskiwania do zbiornika;

gdy wzrasta temperatura zbiornika oleju.

Zastosowanie tylko jednego odwiertu na przemian jako zatłaczającego i produkcyjnego znacząco ogranicza negatywny wpływ wymienionych czynników na efektywność cieplną tej metody, pozwalając na lepsze wykorzystanie energii cieplnej dostarczanej na złoże. Ta metoda ekspozycji termicznej nazywa się cykliczną. Podobnie jak w przypadku wtrysku ciągłego, chłodziwem w tym procesie jest zwykle para wodna.

Podczas oddziaływania termicznego na zbiornik oleju za pomocą chłodziwa, w oparciu o profil temperatury lub nasycenie woda-olej, można wyróżnić kilka stref, w których działają różne mechanizmy fizyczne.

Wypieranie oleju przez podgrzaną wodę

Woda wtryskiwana do formacji jest schładzana w wyniku kontaktu ze skałą podporową i płynami obecnymi w formacji. Gdy proces jest już dostatecznie ustabilizowany, wyróżnia się dwie główne strefy robocze, których numerację rozpoczyna się zwykle od początku przepływu w kierunku jego rozwoju. Jednak dla lepszego zrozumienia zacznijmy ich opis w odwrotnej kolejności, jak pokazano na rysunku 1.

W strefie 2 olej wypierany jest przez wodę, której temperatura jest równa temperaturze formowania. Nasycenie olejem w danym punkcie maleje z czasem i w pewnych warunkach może osiągnąć wartość nasycenia resztkowego, w zależności od temperatury w strefie 2.

W każdym punkcie strefy 1 temperatura stale rośnie, co zwykle prowadzi do zmniejszenia nasycenia resztkowego oleju. Dodatkowo ekspansja skały zbiornikowej i zapełnianie jej płynem prowadzi do zmniejszania się (przy stałym nasyceniu) masy ropy naftowej zawartej w porach. Jeżeli olej zawiera wysoce lotne węglowodory, można je wypierać za pomocą kolejnych procesów odparowania i kondensacji – w tym przypadku stan nasycenia fazy gazowej węglowodorami może występować w stosunkowo wąskiej strefie.

Wypieranie oleju przez nasyconą parę wodną

Wyróżnia się 3 główne strefy, ponumerowane zgodnie z kierunkiem przepływu chłodziwa (Rysunek 2).

Strefa 1 – na początku strefy kondensacji współistnieją trzy fazy: woda, mieszanina ciekłych węglowodorów i gaz. Temperatura jest zbliżona do stałej i powoli maleje wraz z odległością od granicy wlotu pary zgodnie z zależnością temperatury nasycenia od ciśnienia. Nasycenie olejem zmienia się również na skutek hydrodynamicznego wypierania oleju z tej strefy lub na skutek odparowania silnie lotnych składników.

Strefa 2 (kondensacja) - w tej strefie para wodna i frakcje węglowodorowe ulegają kondensacji w kontakcie z zimnym zbiornikiem. Lokalne temperatury kolektora i wypełniających go frakcji są bardzo różne, dlatego też, ściśle rzecz biorąc, nie można tu stosować koncepcji efektywnego przewodnictwa cieplnego. To lokalne zaburzenie równowagi termicznej odkryto podczas eksperymentalnych badań wypierania wody przez parę wodną. W trakcie doświadczenia zaobserwowano przemianę wody w parę wodną, ​​choć lokalna średnia temperatura mierzona termoparą była zauważalnie niższa od temperatury nasycenia przy ciśnieniu utrzymywanym w eksperymencie (rys. 3). Ta średnia temperatura jest pośrednia pomiędzy temperaturą stałego ciała porowatego i wypełniających go płynów

Strefa 3 – procesy zachodzące w tej strefie są podobne do procesów zachodzących podczas wypierania przez gorącą wodę. Jednakże objętość zajmowana przez jednostkę masy pary jest znacznie większa niż objętość jednostkowej masy wody; a ponieważ objętość strefy 1 (strefy parowej) wzrasta podczas wypierania, prędkość wody w strefie 3 w tym przypadku jest znacznie większa niż w przypadku bezpośredniego wtryskiwania do złoża wody o tej samej temperaturze i takim samym masowym natężeniu przepływu.

Cykliczne oddziaływanie pary na studnię

Metoda ta, czasami stosowana razem z metodą ciągłego wypierania oleju, składa się z trzech kolejnych faz tworzących cykl, który można powtarzać (Rysunek 4).

Faza wtrysku – rozwój procesu, w tej fazie do obszaru złoża ropy wtryskiwana jest para wodna, identycznie jak w przypadku rozwoju procesu wypierania.

Faza oczekiwania – odwiert jest zamknięty. Wprowadzona energia cieplna przechodzi do złoża, para ulega kondensacji oddając ciepło do złoża i ropy znajdującej się w strefie zatłaczania.

Faza ekstrakcji oleju - poziom wydobycia oleju po odpompowaniu części skroplonej wody zauważalnie przewyższa poziom jego wydobycia przed wtryskiwaniem pary. W tym okresie (w przeciwieństwie do procesu ciągłego wypierania ropy) wszystkie substancje płynne – najpierw skroplona woda, a następnie olej – nagrzewają się w miarę zbliżania się do odwiertu naftowego. Część ciepła odebranego przez złoże jest zwracana. Efektywność procesu uzależniona jest od istnienia w tej strefie podwyższonej temperatury, której maksimum osiągane jest w bezpośrednim sąsiedztwie odwiertu, tj. w obszarze, w którym straty ciepła podczas wtryskiwania pary są największe.

Zatem przy tym samym ciśnieniu na dnie odwiertu poziom wydobycia (ze względu na spadek lepkości wytworzonej ropy) po cykli parowych przekracza poziom wydobycia przed nim.

W przypadku pozostałych składników bilansu energetycznego obserwujemy całkowitą konwersję energii mechanicznej dostarczonej do złoża wraz z parą wodną w procesie kondensacji na energię cieplną.

W przypadku cyklicznego działania pary ilość energii mechanicznej jest zbyt mała, aby zwiększyć produkcję oleju. Energię mechaniczną do tłoczenia ropy w każdym odwiercie zapewniają odpowiednie czynniki (rzeczywista energia cieplna, zatłaczanie itp.).

Naturalnym jest założenie, że przy powtarzaniu takiego cyklu wydobycie ropy naftowej wzrasta z cyklu na cykl (jeśli nie uwzględnimy efektu czyszczenia i zatykania odwiertu), przede wszystkim na skutek stopniowego wzrostu średniej temperatury w sąsiedztwie odwiertu, dopiero wtedy poziom wydobycia zaczyna spadać w wyniku wyczerpywania się złoża. Jednak sytuacja ta, częściowo potwierdzona niektórymi badaniami laboratoryjnymi, nie zawsze jest zgodna z danymi z badań terenowych. W szczególności uwaga ta dotyczy trzech cykli, w przypadku których należy wziąć pod uwagę wpływ skutków ubocznych.

Procesy fizyczne zachodzące podczas wypierania oleju przez chłodziwo

Wzrost temperatury zbiornika powoduje:

1) Spadek lepkości oleju i odpowiednio zmiana ruchliwości oleju i wody;

2) Rozszerzalność cieplna ciał stałych i cieczy;

3) Zmiana napięcia międzyfazowego na granicy faz olej-woda;

4) Zmiana zwilżalności.

Względny wpływ różnych czynników

Podczas wypierania oleju przez podgrzaną wodę (w przypadku braku odparowania, na przebieg procesu wpływa każdy z opisanych powyżej czynników – spadek stosunku lepkości, zmiany przepuszczalności względnej, a także rozszerzalność cieplna) (rys. 5). stosunek lepkości i resztkowe nasycenie olejem prowadzą do spowolnienia propagacji frontu wodnego, a tym samym prowadzą do wzrostu wydobycia ropy przed przebiciem frontu wodnego.

Rozszerzalność cieplna ma ogromne znaczenie przy produkcji oleju lekkiego. W tym przypadku stosunek µh/µe zależy w bardzo niewielkim stopniu od temperatury, a zjawiska międzyfazowe zmieniają się tylko dlatego, że napięcie na granicy faz olej-woda jest malejącą funkcją temperatury.

W przypadku oleju ciężkiego stosunek µh/µe gwałtownie spada wraz ze wzrostem temperatury, a zwilżalność ścian zbiornika ma bardziej znaczący wpływ na wyporność oleju. Rozszerzalność cieplna ma w tym przypadku znacznie mniejszy wpływ na efektywność procesu, co jest ogólnie obiecujące dla tego typu olejów.

Rysunek 1. Profil temperatury (b), pary (c) i nasycenia wodą (a) podczas jednowymiarowego wypierania oleju przez parę wodną

Rysunek 2. Profil temperatury (b), pary (c) i nasycenia wodą (a) podczas jednowymiarowego wypierania oleju przez parę wodną

Rysunek 3. Profile nasycenia parą wodną (a) i temperatury (b) obserwowane podczas wypierania wody przez parę wodną

Rysunek 4. Schemat dwóch cykli obróbki parowo-termicznej odwiertu

Rysunek 5. Wpływ różnych procesów na skuteczność wypierania oleju przez podgrzaną wodę przy braku parowania

Ropa naftowa jest w dalszym ciągu niezbędnym minerałem wykorzystywanym w wielu obszarach działalności człowieka. Pomimo udanych prób znalezienia dla niej alternatywy, olej nadal pozostaje bardzo popularnym produktem. Prowadzi to do tego, że wydobycie zasobów ropy z wnętrzności ziemi odbywa się w kolosalnym tempie, dlatego złoża ropy są bardzo szybko redukowane, bez czasu na ponowne utworzenie. Tym samym olej konwencjonalny, zwany także olejem lekkim, jest zastępowany olejem cięższym.

Warto zauważyć, że absolutnie wszystkie zasoby ropy naftowej na świecie są klasyfikowane według ich gęstości. Dlatego olej zwykle dzieli się na następujące typy:

1. Super lekki olejek. Wyróżnia się niską gęstością, wynoszącą niecałe 0,780 g/cm3 i stopniami API przekraczającymi 50.
2. Ultralekki. Gęstość tego typu mieści się w przedziale od 0,781 do 0,820 g/cm3. Stopnie AR wynoszą 41,1 - 50,0.
3. Łatwy. Posiada gęstość w przedziale 0,821 – 0,870 g/cm3. Jego stopnie API wynoszą 31,1 - 41,0.
4. Przeciętny olej. Jego gęstość wynosi 0,871 – 0,920 g/cm3, a stopnie API wynoszą 22,3 – 31,0
5. Ciężki olej. Gęstość waha się od 0,921 do 1,000 g/cm3. Stopnie API - 10,0 - 22,2.
6. Olej bardzo ciężki ma gęstość przekraczającą 1000 g/cm3. Wyróżnia go także lepkość, która nie przekracza 10 000 mPa*s.
7. Naturalny bitum. Gęstość powyżej 1000 g/cm3. Lepkość powyżej 10 000 mPa*s.

Warto zauważyć, że stopnie API dwóch ostatnich rodzajów oleju są mniejsze niż 10.

Tradycyjnie produkowany jest olej lekki. Jednakże, jak wspomniano powyżej, jego zasoby stopniowo się wyczerpują i w tym przypadku zastępuje się go cięższą ropą lub ropą o dużej lepkości.

Zatem ropa ciężka to ropa, która ma bardzo dużą gęstość, a także ma właściwości fizyczne, które nie pozwalają na wydobycie go z głębi ziemi na powierzchnię tradycyjnymi metodami. Mówiąc o oleju ciężkim (o dużej lepkości), z reguły mamy na myśli każdy olej o gęstości powyżej 0,920 g/cm3, łącznie z naturalnymi bitumami.

Wszystkie oleje ciężkie i asfalty naturalne wyróżniają się obecnością w swoim składzie dość dużej ilości substancji żywiczno-asfaltowych, a także związków i metali zawierających azot, chlor, tlen, siarkę.

Złoża ropy naftowej o dużej lepkości są zwykle zlokalizowane na przecięciach basenów geologicznych. Olej taki powstaje z oleju lekkiego w wyniku zniszczenia jego małocząsteczkowych składników przez bakterie, a także w wyniku ługowania wodą i odparowania.

Według niektórych danych dzisiejsze wnętrze Ziemi zawiera zasoby ropy naftowej o dużej lepkości, kilkakrotnie większe niż zasoby ropy lekkiej. Według danych Światowego Instytutu Zasobów największe złoża ropy o wysokiej lepkości znajdują się w Kanadzie i Wenezueli.

Warto zaznaczyć, że ze względu na właściwości fizyczne takiego oleju, jego produkcja, transport i przetwarzanie nastręcza wiele trudności. Oleju ciężkiego nie można ekstrahować metodami stosowanymi do ekstrakcji oleju lekkiego. Aby to zrobić, stosuje się różne inne metody, związane przede wszystkim ze zmniejszeniem gęstości minerału. W końcu więcej ciekłego oleju przepływa rurociągiem znacznie łatwiej.

Olej ciężki można upłynnić następującymi sposobami:

1. Poprzez dodanie węglowodorów lub lżejszego oleju do oleju o dużej lepkości. Niewątpliwie znacznie ułatwia to zarówno sam olej, jak i jego płynność, a co za tym idzie, proces ekstrakcji. Metoda ta ma jednak dwie duże wady. Pierwszą z nich są dodatkowe koszty, drugą zaś brak stałej dostępności lekkich frakcji ropy naftowej.
2. Poprzez ogrzewanie rurociągu, którym ropa dociera na powierzchnię. Aby wdrożyć tę metodę, rurociąg na całej jego długości jest wyposażony w specjalny sprzęt. Wadą tej metody jest dość duża utrata oleju podczas produkcji (do 20%). Wynika to z faktu, że ta część ropy wykorzystywana jest do zasilania urządzeń grzewczych zainstalowanych wzdłuż rurociągu.
3. Przez zmieszanie wody i emulgatorów z olejem w celu uzyskania płynnej emulsji wodnej. Metoda ta jest jednak racjonalna tylko wtedy, gdy stosuje się tani emulgator, który jest w stanie wytworzyć trwałe emulsje. Jeżeli zawartość oleju w powstałej emulsji nie przekracza 50%, wówczas metodę uważa się za nieracjonalną, gdyż koszty energii podczas jej ekstrakcji zwiększają się dokładnie o połowę. Jako emulgatory można stosować siarczany lub karboksylowane etoksylany. Wyróżniają się jednak wysokim kosztem, a także rzadkością, co z kolei zwiększa koszt wydobywanej w ten sposób ropy.
4. Przez zmieszanie wodnego roztworu dyspergatora z olejem ciężkim, w wyniku czego powstają związki emulgujące składające się z etoksylowanych alkilofenoli. Istotą tej metody jest wtłaczanie roztworu do studni, gdzie łączy się on z ropą zalegającą na głębokości znacznie większej niż lokalizacja pompy wypompowującej. Praca pompy powoduje powstawanie drgań, które przyczyniają się do wymieszania oleju z dyspergatorem, a także doprowadzenia oleju rurociągiem na powierzchnię. Warto zauważyć, że na mieszanie nie wpływa w żaden sposób wielkość i twardość cząstek tworzących produkt naftowy.
5. Dostarczając rozcieńczalnik do obszaru tworzenia się odwiertu. Jednak ta metoda jest również kosztowna, ponieważ wstrzykiwanie rozcieńczalnika należy okresowo powtarzać. Jeżeli jednak rozcieńczalnik jest doważany, to podczas iniekcji przenika on na głębokość znacznie poniżej poziomu pompy. Zatem ważony rozcieńczalnik wypiera olej jako lżejszy produkt. Rozcieńczalnik zawiera wodę chlorku wapnia, mieszaninę dwóch środków powierzchniowo czynnych i wodorotlenek metalu alkalicznego. Metodę cechuje poprawa pracy pomp głębinowych, zwiększenie wydajności podawania ropy naftowej i zmniejszenie ciśnienia na głowicy odwiertu. Ponadto jego użytkowanie nie wymaga stosowania dodatkowego wyposażenia.
6. Spalanie na miejscu. Ta metoda jest zasadniczo nowa. Jego istota polega na wykorzystaniu energii, która powstaje w wyniku spalania surowców bezpośrednio w formacji podczas wtryskiwania do niej przestrzeni powietrznej. Stosowany jest zarówno do ekstrakcji oleju o wysokiej lepkości, jak i do ekstrakcji oleju lekkiego. Warto dodać, że metoda ta była już wielokrotnie stosowana w niektórych dziedzinach i okazała się bardzo skuteczna.

Aby wyprodukować olej o wysokiej lepkości przy użyciu najnowszej metody, konieczne jest wpuszczenie powietrza do odwiertu, wywołując w ten sposób proces utleniania ze wzrostem temperatury. Z tego powodu woda odparowuje, która zamienia się w parę, tworząc wał olejowy. To właśnie wypiera powstałe gazy wraz z olejem przez rurę.

Istnieją trzy rodzaje spalania in-situ: suche, mokre i supermokre. Najpopularniejsze jest spalanie mokre, ponieważ wysuwa front spalania, zmniejsza przepływ powietrza, a także zmniejsza stężenie oleju spalanego w zbiorniku.

Warto zatem powiedzieć, że pomimo dodatkowych kosztów produkcja oleju o dużej lepkości w niektórych regionach zyskuje na popularności. Jednocześnie wiele uwagi poświęca się metodom umożliwiającym zwiększenie wydobycia ropy z trudno wydobywalnych złóż.