Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ПИ № ФС 77 - 51217

DOI: https://doi.org/10.18454/IRJ.2016.54.021

Скачать PDF ( ) Страницы: 106-108 Выпуск: № 12 (54) Часть 1 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Николаева М. В. КРИТЕРИИ ВЫБОРА УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН И ПБ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ / М. В. Николаева, Р. А. Атласов // Международный научно-исследовательский журнал. — 2016. — № 12 (54) Часть 1. — С. 106—108. — URL: http://research-journal.org/earth/kriterii-vybora-uglevodorodnogo-rastvoritelya-pri-razrabotke-mestorozhdenij-vvn-i-pb-v-usloviyax-kriolitozony/ (дата обращения: 27.03.2017. ). doi: 10.18454/IRJ.2016.54.021
Николаева М. В. КРИТЕРИИ ВЫБОРА УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН И ПБ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ / М. В. Николаева, Р. А. Атласов // Международный научно-исследовательский журнал. — 2016. — № 12 (54) Часть 1. — С. 106—108. doi: 10.18454/IRJ.2016.54.021

Импортировать


КРИТЕРИИ ВЫБОРА УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН И ПБ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ

Николаева М.В.1, Атласов Р.А.2

1ORCID: 0000-0002-3972-1919, Северо-Восточный федеральный университет, Институт проблем нефти и газа СО РАН, 2ORCID: 0000-0002-7268-8209, Северо-Восточный федеральный университет, Институт проблем нефти и газа СО РАН

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект №15-17-00026)

КРИТЕРИИ ВЫБОРА УГЛЕВОДОРОДНОГО РАСТВОРИТЕЛЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВВН И ПБ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ

Аннотация

В статье рассмотрены углеводородные растворители, используемые для разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов, выявлены их преимущества и недостатки. При разработке месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в условиях криолитозоны бурение горизонтальных скважин с применением закачки углеводородных растворителей является единственной альтернативой закачке пара. Авторами предложены критерии выбора эффективного углеводородного растворителя.  В соответствии с требованиями разработан реагент-растворитель для разработки высоковязких нефтей в многолетнемерзлых породах.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, криолитозона, углеводородный растворитель, асфальтены.

Nikolaeva M.V.1, Atlasov R.A.2

1ORCID: 0000-0002-3972-1919, North-Eastern federal university, Institute of Oil and Gas problems of the Siberian Branch of the RAS, 2ORCID: 0000-0002-7268-8209, North-Eastern federal university, Institute of Oil and Gas problems of the Siberian Branch of the RAS

CRITERIA FOR SELECTION OF HYDROCARBON SOLVENT FOR EXPLORATION OF HEAVY OIL AND BITUMEN IN PERMAFROST CONDITIONS

Abstract

The article deals with hydrocarbon solvents used for exploration heavy oil and bitumen, identified their strengths and weaknesses. When exploration heavy oil and bitumen in permafrost zone drilling of horizontal wells using injection of hydrocarbon solvents is the only alternative to the injection of steam. The authors proposed criteria for selection of effective hydrocarbon solvent. In accordance with the requirements developed by the reagent-solvent for the development of heavy oil in the permafrost.

Keywords: heavy oil, permafrost, a hydrocarbon solvent, asphaltenes.

Для разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов используются различные методы, применимость которых зависит от геологического строения и условий залегания пластов, физико–химических свойств пластового флюида, состояния и запасов углеводородного сырья, климато-географических условий, наличия инфраструктуры и других факторов.

К настоящему моменту проведено большое количество исследований по разработке месторождений с высоковязкими нефтями и битумами, испытаны и используются на промыслах технологии бурения с применением системы горизонтально-наклонных скважин. Однако недостаточно проведены научно-исследовательские работы, связанные с разработкой месторождений высоковязких нефтей на Северо-Востоке страны, где преобладают многолетнемерзлые породы. Многолетнемерзлые породы имеют существенные отличия от пород, расположенных в районах с умеренным климатом: сложный рельеф местности, относительно небольшая глубина и высокая изменчивость залегания полезных ископаемых, малая мощность продуктивного пласта, низкий уровень геологической изученности района. Климатические условия региона, в котором мощность распространения многолетней мерзлоты составляет порядка 120-600 м, также являются весьма жесткими [1, С.174].

В большинстве случаев коллекторы месторождений высоковязких нефтей и природных битумов на территории Якутии представлены карбонатными кавернозно-порово-трещинными породами, характеризующимися достаточно высокими емкостными свойствами. Значения открытой  пористости в среднем составляют 5-20%. Вязкость в пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти составляет от 20 мПас до величин вязкости природного битума (9000 мПас).

При разработке месторождений ВВН и ПБ  в условиях криолитозоны бурение горизонтальных скважин с применением углеводородных растворителей является единственной альтернативой закачке пара. Также этот способ добычи может быть эффективен для залежей, залегающих на небольших глубинах от поверхности. Однако актуальной задачей остается подбор наиболее оптимального растворителя для применения при разработке месторождений ВВН и ПБ  в условиях криолитозоны.

В настоящее время на практике применяются различные нефтяные растворители, смеси метановых и ароматических углеводородов, а также их композиции с другими растворителями.

Использование растворителей при разработке месторождений высоковязкой нефти имеет следующие преимущества: высокий коэффициент нефтеизвлечения, экологичность по сравнению тепловыми методами с использованием пара, снижение вязкости высоковязкой нефти, снижение напряжения сдвига, изменение ее тиксотропных свойств. Также  растворители обладают достаточно высокой растворяющей способностью, облегчают транспортировку высоковязкой нефти и не требуют сложных устройств по их отделению от нефти, эффективны для борьбы с выпадением асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в используемом оборудовании.

К минусам применения некоторых растворителей можно отнести их негативное влияние на асфальтены, которые содержатся в высоковязкой нефти и природном битуме в большом количестве, что способствует активному выпадению АСПВ в пласте или призабойной зоне пласта [2, С.149].

Углеводородные растворители подразделяются на следующие группы:

А – ароматические, содержащие более 50% ароматических углеводородов;

И – изопарафиновые, содержащие более 50% изопарафиновых углеводородов;

Н – нафтеновые, содержащие более 50% нафтеновых углеводородов;

П – парафиновые, содержащие более 50% нормальных парафиновых углеводородов;

С – смешанные, содержащие не более 50% углеводородов каждой из групп.

В таблице 1 представлены значения вязкостей некоторых углеводородных растворителей разных групп [3, С.73].

Таблица 1 – Вязкость углеводородных растворителей при 25

Растворитель Тип растворителя Вязкость при 25, мПас
Нефрас 130/150 А 0,66
Абсорбент 50/370 И 0,82
Абсорбент Н Н 0,81
Дистиллят 30/215 П 0,47
Нефрас 155/200 С 0,69

 

Установлено, что углеводородные растворители, применяемые в настоящее время, обладают достаточно низкой вязкостью. В карбонатном каверно-порово-трещиноватом коллекторе из-за различия вязкости растворителя и вязкости пластовой нефти возможны его прорывы по высокопроницаемым каналам и трещинам фильтрации.

Одним из методов борьбы с образованием языков прорыва является применение блокирующих гелей, осадкообразующих композиций и других потокоотклоняющих технологий. Однако, повышая вязкость самого закачиваемого агента или формируя оторочки с растворителем, имеющим высокую вязкость, можно добиться значительного выравнивания фронта вытеснения.

Авторами предложены критерии выбора эффективного углеводородного растворителя для применения в трещинно-поровых коллекторах в условиях многолетнемерзлых пород:

  1. Компоненты состава растворителя должны быть относительно недороги и доступны;
  2. В составе растворителя обязательно должны присутствовать такие компоненты, как ароматические углеводороды и ПАВ, которые диспергируют асфальтены, смолы, парафины и другие высокомолекулярные соединения в нефти;
  3. Растворитель должен обладать достаточной вязкостью для равномерного вытеснения нефти при стандартных условиях;
  4. Растворитель должен быть устойчивым к влиянию низких температур в условиях многолетнемерзлых пород;
  5. Растворитель не должен способствовать выпадению АСПВ в пластовых и скважинных условиях;
  6. Растворитель должен быть применим в процессе добычи нефти тепловыми методами.

В соответствии с вышеперечисленными требованиями предлагается растворитель, состоящий из ароматических углеводородов, ПАВ-добавки, загустителей и дизельного топлива.

При разработке растворителя учитывалось возможное осаждение асфальтенов, для предотвращения данного явления необходимо добавление доли ароматических углеводородов — ксилола, который успешно растворяет смолы и асфальтены. Для полной коллоидной стабилизации асфальтенов необходимо, чтобы доля ксилола составляла не менее 5-10% в общем объеме растворителя.

Установлено, что экономически эффективно использовать для разбавления высоковязкой нефти товарные нефтепродукты, легкую нефть или газоконденсат. По эффективности снижения вязкости они располагаются в следующем порядке: дизельное топливо>керосин>газоконденсат [4, С.3]. При этом с учетом ориентированности на эксплуатацию в условиях Крайнего Севера, а также отрицательных температурах (-4-6 °С) в толще многолетнемерзлых пород введение дизельного топлива марки А (арктическая) позволит снизить температуру загустевания до – 19 — 20°С.

В качестве загустителя предлагается использовать рапсовое масло. Структурные формулы жирных кислот растительных масел и углеводородов дизельного топлива подобны, сложные эфиры масел хорошо смешиваются с нефтепродуктами и дают стойкие смеси. Вязкость рапсового масла при 20°С составляет 75 мм2/с, температура застывания  -23°С. Рапсовое масло обладает пептизирующими свойствами, диспергируют агрегаты асфальтенов и предотвращают их агрегирование.

Для создания эффекта «скользкой воды» вводится ПАВ агент – алкоксилат.

Предлагаемая рецептура растворителя соответствует критериям для применения при разработке ВВН и ПБ в условиях многолетнемерзлых пород.

 

 

Список литературы / References

  1. Тимофеев Н.Г. Инновационный подход к созданию высокопроизводительных технологий бурения скважин в условиях криолитозоны/ Тимофеев Н.Г., Аргунов Б.В., Тыкынаев В.Г.// Международный научный журнал «Инновационная наука». – 2015. — №4. – С.174-179.
  2. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти: Смолы и асфальтены/ Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. – М.: Наука, 1979. –269 с.
  3. Рахимова Ш. Г. Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжелых нефтей : дис. … канд. тех. наук : 25.00.17 / Рахимова Шаура Газимьяновна; — Бугульма, 2009. – 134 с.
  4. Павлов И.В. Влияние растворителей на вязкостно–температурные свойства высоковязкой нефти/ И. В. Павлов, О. А. Дружинин, Д. А. Мельчаков, В. П. Твердохлебов, Ф. А. Бурюкин, И. С. Грайворонский, Е. Е. Герилович//Молодёжь и наука: Сборник материалов VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных, посвященной 50-летию первого полета человека в космос [Электронный ресурс]. — Красноярск: Сибирский федеральный ун-т, 2011.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Timofeev N.G. Innovacionnyj podhod k sozdaniju vysokoproizvoditel’nyh tehnologij burenija skvazhin v uslovijah kriolitozony [An innovative approach to the creation of high-tech drilling in the permafrost zone]/ Timofeev N.G., Argunov B.V., Tykynaev V.G.// Mezhdunarodnyj nauchnyj zhurnal «Innovacionnaja nauka» [International Journal «Innovative science»]. – 2015. — №4. – P.174-179. [in Russian]
  2. Sergienko S.R. Vysokomolekuljarnye neuglevodorodnye soedinenija nefti: Smoly i asfal’teny [High-oil non-hydrocarbon compounds: Resins and asphaltenes] / Sergienko S.R., Taimova B.A., Talalaev E.I. – M.: Nauka, 1979. –269 P. [in Russian]
  3. Rahimova Sh. G. Issledovanie primenenija teplovogo vozdejstvija sovmestno s uglevodorodnymi rastvoriteljami dlja razrabotki zalezhej tjazhelyh neftej [Investigation of heat exposure with hydrocarbon solvents for development of deposits of heavy oils]: dis. … of PhD in Engineering: 25.00.17 / Rahimova Shaura Gazim’janovna; — Bugul’ma, 2009. – 134 P. [in Russian]
  4. Pavlov I.V. Vlijanie rastvoritelej na vjazkostno–temperaturnye svojstva vysokovjazkoj nefti [Effect of solvents on viscosity-temperature properties of heavy oil]/ I. V. Pavlov, O. A. Druzhinin, D. A. Mel’chakov, V. P. Tverdohlebov, F. A. Burjukin, I. S. Grajvoronskij, E. E. Gerilovich//Molodjozh’ i nauka: Sbornik materialov VII Vserossijskoj nauchno-tehnicheskoj konferencii studentov, aspirantov i molodyh uchjonyh, posvjashhennoj 50-letiju pervogo poleta cheloveka v kosmos [Youth and Science: A Collection of Materials of the VII All-Russian scientific and technical conference of students, graduate students and young scientists, devoted to the 50th anniversary of the first manned flight into space] — Krasnojarsk: Sibirskij federal’nyj un-t, 2011. [in Russian]

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.