Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Современные проблемы добычи, подготовки и транспортирования высоковязких тяжелых нефтей 14
1.1 Состояние запасов и добычи нефти, тенденции и особенности развития в ближайшие годы 14
1.2. Ресурсная база< тяжелых высоковязких нефтей и ее роль в общем балансе запасови добычи углеводородного сырья 21
1.3. Освоение запасов тяжелых высоковязких нефтей и роль ПАВ> в методах повышения нефтеотдачи пластов 26
1.4. Роль ПАВ в технологиях интенсификации добычи высоковязких нефтей 43
1.5. Применение ПАВ в технологиях подготовки и транспортировки высоковязких нефтей 51
1.6. Задачи диссертации 62
Глава 2 Объекты и методы исследования 64
2.1. Объекты исследования 64
2.2. Методы, исследования физико-химических свойств нефтей ' 71
2.2.1. Методы исследования реологических характеристик нефтей и нефтяных эмульсий 72
2.2.2. Методы исследования структурно-группового и компонентного состава нефтей 73
2.2.3. Структурно-динамический анализ нефтей методом импульсного ЯМР 74
2.3. Методы исследования коллоидно-химических свойств ПАВ 76
2.3.1. Определение1 поверхностного натяжения и смачивающих свойств водных растворов ПАВ 76
2.3.2. Исследование водных растворов реагента КС-6 МеТОДОМ ИМПУЛЬСНОГО ЯМР 80
2.4. Лабораторныемодели для изучения нефтевытесняющих свойств ПАВ 81
2.5. Методы исследования ПАВ «при образовании и разрушении прямых и обратных эмульсий 87
2.6. Методы исследования эффективности ингибирования парафиноотложений и разрушения АСПО 89
Глава 3 Особенности состава, структурыи свойств высоковязких нефтей 90
3.1. Состав и физико- химические характеристики, высоковязких нефтей 90
3.2. Строение нефтяной дисперсной, системы высоковязких тяжелых нефтей и» ее структурно-механические свойства 98
Глава.4 Коллоидно-химические свойства ПАВ и их влияние на нефтяную дисперсную систему 114
4.1. Коллоидно-химические свойства промышленных ПАВ 114
4.2. Эмульгирующие свойства ПАВ 133
4.3. Влияние ПАВї на структуру и реологические свойства нефтяных дисперсных систем высоковязких нефтей 136
Глава 5 Композиционные составы и технологии для увеличения нефтеотдачи высоковязких нефтей с применением мицеллярных систем 148
5.1. Исследование свойств водных растворов КС-6 и композиций на его основе 148
5.2. Технологии повышения нефтеотдачи на основе мицеллярных систем 179
Глава 6 Прямые и обратные эмульсии для увеличения нефтеотдачи высоковязких нефтей 192
6.1 Разработка эмульсионных составов для повышения нефтеотдачи пласта 192
6.2 Технология повышения нефтеотдачи на основе эмульсионных составов 220
Глава 7 Композиционные составы комплексного действия на основе неионогенных' ПАВ для подготовки и транспортирования высоковязких нефтей 227
7 1 Разработка композиционных составов комплексного действия на основе неионогенных ПАВ для подготовки и транспортирования высоковязких нефтей 228
7.2 Технологии подготовки и транспортирования высоковязких нефтей с применением реагентов комплексного действия. 246
7.3 Технология удаления АСПО с применением реагентов комплексного действия 251
Выводы 266
Список использованных источников 268
Приложение
- Ресурсная база< тяжелых высоковязких нефтей и ее роль в общем балансе запасови добычи углеводородного сырья
- Строение нефтяной дисперсной, системы высоковязких тяжелых нефтей и» ее структурно-механические свойства
- Влияние ПАВї на структуру и реологические свойства нефтяных дисперсных систем высоковязких нефтей
- Технологии повышения нефтеотдачи на основе мицеллярных систем
Введение к работе
Актуальность работы. В XX веке произошло 15-тикратное увеличение уровня потребления энергоресурсов, основную долю в которых составляет нефть и газ. В ближайшей перспективе доминирующее положение, как основного источника моторных топлив и сырья нефтехимических производств, сохранится за нефтью. Вместе с тем, опережающая добыча из активных запасов приведет к тому, что через 20 лет основной объем мировой добычи до 70 % будет обеспечиваться за счет трудноизвлекае-мых запасов нефти. Уже сегодня в России на большинстве крупнейших нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась более чем в 10 раз и продолжает увеличиваться.
Ограниченное применение современных технологий повышения нефтеотдачи, приводит к тому, что коэффициент извлечения нефти (КИН) сокращается за десятилетие на 3-4 %. Вместе с тем, рост КИН только на 1 % дал бы России прирост годовой добычи в объеме не менее 10-20 млн. т, что равносильно открытию нового месторождения. Поэтому уже сегодня необходимо интенсивно внедрять новые передовые технологии, направленные на вовлечение в разработку всех типов остаточных нефтей на месторождениях, вступивших в завершающую стадию эксплуатации, и эффективное освоение месторождений тяжелых высоковязких нефтей.
Мировые геологические ресурсы тяжелых нефтей оцениваются в 700 млрд. т, что соизмеримо с мировыми запасами обычной нефти. В отличие от обычных нефтей, высоковязкие тяжелые нефти являются высококонцентрированными ассоциированными дисперсными системами, что осложняет не только добычу, но и негативно отражается на их транспортировке и подготовке. Особое место занимают нефти с содержанием асфаль-то-смолистых веществ выше критического значения (35 % масс), примером которых являются нефти месторождений Республики Татарстан. Добыча, подготовка и транспортировка таких нефтей не возможна без применения специальных технологий. Вместе с тем, отсутствие системного подхода к вопросам интенсификации часто приводит к осложнениям, возникающим на последующих стадиях, а применяющиеся реагенты зачастую несовместимы друг с другом. Поэтому необходимо рассматривать проблемы добычи, сбора и подготовки в комплексе.
Одним из направлений комплексного подхода может являться применение композиционных реагентов на всех технологических этапах. В основе такого подхода должно лежать изучение механизмов воздействия химических реагентов на коллоидно-химические свойства и структуру нефтяных дисперсных систем, образованных высоковязкими тяжелыми нефтями и эмульсиями. Это позволит исключить отрицательные последствия, связанные с несовместимостью реагентов, которые используются
на разных стадиях, начиная от разработки и эксплуатации месторождения, заканчивая подготовкой и транспортировкой готовой товарной нефти.
Диссертационная работа направлена на решение актуальной задачи -разработку комплекса технологий для повышения нефтеотдачи пластов, увеличения дебита добывающих скважин, интенсификации процессов подготовки и транспортировки нефти.
В диссертации изложены работы автора в период с 1996 по 2008 гг. по исследованиям влияния ПАВ и их композиций на структурно-механические свойства нефтяных дисперсных систем, особенностям формирования мицеллярных и эмульсионных систем и их воздействия на нефтяной пласт при нефтевытеснении, а также оценке эффективности композиционных ПАВ в процессах подготовки и транспортировки тяжелых высоковязких нефтей.
Работа выполнена в Казанском государственном технологическом университете в соответствии с научным направлением «Создание научных основ и разработка новых высокоэффективных технологий в химии и нефтехимии» на период 1995-2000 гг., (код темы по ГАСНТИ 61.51.17.61.51.37); в рамках проекта Академии наук РТ и фонда НИОКР РТ по программе «Фундаментальные основы химии и разработка новых высоких химических технологий» (тема № 07-7.6-132), в соответствии с Программой развития приоритетных направлений науки в РТ на 2001-2005 годы по направлению «Топливно-энергетические и сырьевые ресурсы, энергосберегающие технологии их освоения» подраздел «Повышение эффективности выработки запасов действующих нефтяных месторождений», утвержденной постановлением № 63 Кабинета Министров РТ от 06.02.01.
Разработки, ставшие результатом проделанной работы, награждены дипломами «За лучшую инновационную идею» первого (2005 г.) и второго (2006 г.) республиканского конкурса «50 лучших инновационных идей Республики Татарстан», учрежденного Инвестиционно-венчурным фондом Республики Татарстан, Академией наук Республики Татарстан и Фондом содействия развитию малых форм предприятий в научно-технической сфере.
Целью работы: разработка научных основ технологий комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки нефти с применением композиционных составов на основе неионогенных ПАВ.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
Оценка современного состояния и перспектив ресурсной базы нефтяного комплекса и роли ПАВ в процессах повышения нефтеотдачи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей.
Изучение закономерностей изменения молекулярной подвижности групповых компонентов, формирующих структуру нефтяной дисперсной
системы и ее реологических характеристик, межфазного и поверхностного натяжения, смачивающих свойств при воздействии неионогенных поверхностно-активных веществ и их композиций.
Изучение зависимостей реологических характеристик мицеллярных и эмульсионных систем на основе композиций неионогенных ПАВ от состава, соотношения компонентов, а также их стабильности при изменении температуры и времени.
Разработка новых технологий повышения нефтеотдачи за счет комплексного воздействия на пласт путем регулирования поверхностно-активных и реологических характеристик композиционных реагентов на основе неионогенных ПАВ.
Разработка полифункциональных композиционных реагентов комплексного действия на базе промышленных неионогенных блоксополиме-ров, эффективно снижающих вязкость нефтей и водонефтяных эмульсий и обладающих деэмульгирующими свойствами.
Методы исследований. Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением современных физических и физико-химических методов. Все используемые методы соответствуют современному состоянию науки и действующей нормативно-технической документации. Результаты экспериментальных исследований и измерений обрабатывались с применением методов математической статистики.
Научная новизна:
Разработан научно-обоснованный комплексный подход к решению проблем повышения эффективности процессов добычи, подготовки и транспортирования нефти на основе единого механизма воздействия композиционных ПАВ на структурированную нефтяную дисперсную систему с повышенным содержанием асфаль-тосмолистых веществ.
Установлено, что увеличение разветвленности парафиновых структур и высокая конденсированность полиароматических структур компонентов нефти определяет их молекулярную подвижность. В сочетании с относительным содержанием групповых компонентов этот фактор является определяющим в формировании структуры нефтяной дисперсной системы (НДС), обладающей повышенной стуктурно-механической прочностью.
Установлено, что введение композиционных реагентов на основе неионогенных ПАВ в сочетании с полиалкилбензольной смолой в структурированную нефтяную дисперсную систему увеличивает молекулярную подвижность групповых компонентов, формирующих дисперсионную среду и сольватную оболочку НДС, что позволяет снизить структурно-механическую прочность нефтяной дисперсной системы с повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ.
Обнаружено, что оксиэтилированная стеариновая кислота со степенью оксиэтилирования 6, а также ее композиция с оксиэтилированным высшим жирным спиртом со степенью оксиэтилирования 20 при концентрациях выше ККМ приводит к образованию в минерализованной воде мицеллярной системы с вязкостью от 10 до 1500 мПа-с, которая зависит от концентрации и соотношения компонентов. Это обусловлено агрегацией мицелл, о чем свидетельствуют параметры молекулярной подвижности и населенности фаз, полученные с помощью метода импульсного ЯМР. Особенности структурирования мицеллярной системы в зависимости от концентрации, соотношения неионогенных ПАВ, минерализации воды и времени выдержки состава легли в основу технологии повышения нефтеотдачи, в которой эффект выравнивания фронта вытеснения усиливается моющим действием ПАВ.
Установлено, что сочетание высших жирных спиртов с различной степенью оксиэтилирования позволяет получить обратные термостабильные эмульсии минерализованной воды с содержанием дисперсной фазы (воды) до 90 % при сохранении стабильности эмульсии более 1500 часов. Это обусловлено формированием конденсированного адсорбционного слоя за счет прямоцепочного строения углеводородного радикала в сочетании с различной величиной гидрофильной части молекул используемых спиртов.
Обнаружен синергический эффект, заключающийся в снижении вязкости нефти и увеличении деэмульгирующей способности при совместном использовании неионогенных ПАВ и полиалкилбензольной смолы, на основе которого разработаны новые композиционные реагенты для подготовки и транспортирования высоковязких нефтей и интенсификации работы добывающих скважин.
Установлено, что применение композиционных реагентов на основе неионогенных ПАВ на этапах добычи, подготовки, транспортирования основано на общем механизме их действия, связанным с изменениями межмолекулярных взаимодействий на поверхности раздела фаз ассоциативной структуры НДС и ее разрушением, что позволяет избежать осложнений, возникающих при воздействии на нефтяную систему различными реагентами на каждом технологическом этапе.
Практическая значимость:
На основе проведенных теоретических и экспериментальных исследований разработан и внедрен комплекс технологий с применением композиционных составов на основе неионогенных ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов, удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО), подготовки и транспортировании тяжелых высоковязких нефтей.
Разработана технология повышения нефтеотдачи «ТатНО 2000-01» на
основе оксиэтилированной стеариновой кислоты (КС-6) и композицион
ного состава «СМЭП», устойчивого в минерализованных водах, основан-
ная на охвате пласта воздействием за счет регулируемых параметров вязкости и моющего действия ПАВ. В результате применения технологии «ТатНО 2000-01» с 2001 года в ОАО «Татнефть» и с 2006 г в ЗАО «Тро-ицкнефть» суммарная дополнительная добыча нефти составила 12 тыс. т после обработки шести нагнетательных скважин.
С использованием отходов нефтехимических производств получены составы термостабильных прямых и обратных эмульсий, применение которых в ОАО «Татнефтепром» позволило увеличить дебит по нефти с 19,6 до 43,9 т/сут. при снижении обводненности с 93,8 % до 65,1 %. Суммарный прирост добычи нефти составил 1671 тонн на одну скважинно-обработку при продолжительности эффекта свыше 1 года.
Установлено, что использование технологий повышения нефтеотдачи с применением разработанных композиционных составов на ранних стадиях разработки месторождений, позволяет получить больший технологический эффект. В результате применения комплекса новых технологий следует ожидать повышения нефтеотдачи в среднем до 1 тыс. т нефти на 1 скважино-обработку, снижения объемов попутно-добываемой воды на 10-20 %.
Разработан комплекс композиционных реагентов «ИНТА» с применением полиалкилбензольной смолы (ПАБС), учитывающий специфику тяжелых высоковязких нефтей, добываемых ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть». Опытно-промысловые испытания композиционного состава на основе полиалкилбензольной смолы и смеси неионогенных ПАВ «ИНТА-101» позволили почти вдвое понизить содержание воды и вязкость извлекаемой водонефтяной эмульсии при внутрискважинном дозировании на восьми добывающих скважинах. Применение композиционного состава «ИНТА» в виде 3^-8%-ого раствора в нефтяном дистилляте может быть использовано для интенсификации работы добывающих скважин путем удаления АСПО. Внедрение технологии с применением композиционного растворителя «ШКВАЛ» (раствор «ИНТА-101» в нефтяном дистилляте) позволило с 2006 г. дополнительно добыть свыше 35,5 тыс. тонн нефти.
На основе неионогенного ПАВ и полиалкилбензольной смолы разработан и внедрен композиционный состав «ИНТА-12» для подготовки и транспортировки высоковязкой нефти Демкинского месторождения ЗАО «ТАТЕХ» Дозировка реагента 200 г/т при проведении внутритрубной де-эмульсации позволила стабилизировать систему сбора и обеспечить бесперебойную работу установки предварительного сброса воды.
Для всех реагентов разработан полный комплект нормативно-технической документации: технические условия, технологические регламенты на производство и применение, получены гигиенические сертификаты. Разработанные реагенты внесены в отраслевой Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» и имеют сертификаты соответствия ТЭК.
Совокупное увеличение дополнительной добьгаи нефти за счет внедрения новых технологий, являющихся результатом данной работы, составило более 50 тыс. тонн при продолжающемся эффекте, что обеспечило экономический эффект в размере 250 млн. рублей.
Комплексный подход, основанный на применении композиционных неионогенных ПАВ, позволяет избежать осложнений, возникающих в промысловой практике в результате использования несовместимых химических реагентов на различных этапах технологического цикла эксплуатации месторождения, и интенсифицировать всю технологическую цепочку, начиная с системы нагнетания при добыче и заканчивая подготовкой и транспортировкой нефти.
На защиту выносятся:
Комплексный подход к решению проблем добьгаи, подготовки и транспортирования высоковязких тяжелых нефтей на основе применения композиционных реагентов.
Результаты исследований особенностей структурирования нефтяной дисперсной системы в зависимости от структурно-группового состава ряда тяжелых высоковязких нефтей Республики Татарстан.
Закономерности влияния композиционных реагентов на структурно-механические свойства тяжелых высоковязких нефтей.
Новые композиционные составы и технологии для повышения нефтеотдачи пластов на основе мицеллярных и эмульсионных систем.
Композиционные составы многофункционального действия для процессов подготовки и транспортирования тяжелых высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий.
Технологические и технико-экономические результаты проведенных опытно-промышленных испытаний.
Диссертационная работа представляет собой научно обоснованные технологические разработки, позволяющие комплексно решать проблемы добьгаи, подготовки и транспортирования тяжелых высоковязких нефтей за счет создания и внедрения технологий с применением композиционных реагентов на основе неионогенных ПАВ.
Личный вклад автора состоит в постановке цели и задач исследований, выборе объектов и методов исследований, непосредственном участии в проведении основных экспериментов, систематизации и интерпретации полученных результатов, формулировании научных положений и выводов. Вклад автора является решающим во всех разделах работы.
Автор выражает искреннюю признательность и большую благодарность профессору Абдуллину И.Ш., доценту кафедры ТООНС, к.х.н. Рах-матуллину P.P. и доценту кафедры ХТГТНГ, к.т.н. Сладовской О.Ю. за помощь в выполнении работы.
Апробация работы:
Материалы диссертации докладывались и обсуждались в рамках семинара-дискуссии «Концептуальные вопросы развития комплекса «Нефтедобыча-Нефтепереработка-Нефтехимия» (Казань, 1997), на международных научно-практических конференциях «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (Казань, 1999), «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения (Казань, 2001), по интенсификации нефтехимических процессов «Нефтехимия-2005» (Нижнекамск, 2005), на «XVII Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (Казань, 2003), на международных симпозиумах «Ресурсоэффективность и энергосбережение в современных условиях хозяйствования» (Казань, 2003), «Физико-химические аспекты технологии нефтяных дисперсных систем» (Москва, 2004), «Advanced Science in Organic Chemistry» (Крым, 2006), на 1-ом и 2-ом Международном форуме «Актуальные проблемы современной науки» (Самара, 2005, 2006), на 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань, 2003), на 6-ом конгрессе нефтегазопро-мышленников России (Уфа, 2005), на всероссийских конференциях «Актуальные проблемы нефтехимии» (Москва, 2001), «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» (Альметьевск, 2002, 2006), «Актуальные проблемы нефтехимии» (Уфа 2005), на всероссийских научно-практических конференциях «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2008), «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2004), на научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2002), 50 лет НГДУ «Аль-метьевнефть» (Альметьевск, 2002), посвященной 40-летию ОАО «Казань-оргсинтез» (Казань, 2003), «Нефтепереработка и нефтехимия-2006» (Уфа, 2006), на научных конференциях «Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов» (Нижнекамск, 2001, 2004), в Санкт-Петербургском государственном горном институте им. Г.В. Плеханова (Санкт-Петербург, 2004), «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (Уфа, 2006), научных сессиях КГТУ (Казань 1996-2009).
Публикации. Основные результаты изложены в 97 публикациях, в том числе 31 статье (из них 29 в научных изданиях, рекомендованных ВАК), 48 в трудах международных и российских конференций, 18 патентов Российской Федерации.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 7 глав, выводов, списка использованной литературы из 456 наименований и 7 приложений. Работа изложена на 360 страницах машинописного текста, включает 57 таблиц и 96 рисунков.
Ресурсная база< тяжелых высоковязких нефтей и ее роль в общем балансе запасови добычи углеводородного сырья
Характерной особенностью современного этапа разработки і нефтяных месторождений является изменение структуры запасові нефтей в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых нефтей, связанных с ухудшением качества; увеличением обводненности добываемых нефтей, неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями,залегания нефти. Темпы извлечения, коэффициенты нефтеотдачи, экономическая эффективность разработки месторождений трудноизвлекаемых нефтей существенно ниже показателей для залежей- с традиционными нефтями [17].
Вместе с тем, рост цен на углеводородное сырье, истощение запасов традиционной нефти, развитие технологий добычи нефтей способствуют повышению интереса, к месторождениям! тяжелой нефти1 и природных битумов. Кроме того, запасы аномальных высоковязких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей. По оценкам специалистов, мировые запасы тяжелых и битуминозных нефтей оцениваются в 810 млрд. тонн, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов, нефтей малой и средней! вязкости, составляющий лишь 162,3 млрд. тонн. В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы ее развития на ближайшие годы [39].
Распределение тяжелых нефтей по регионам мира показывает, что более 80 % общемирового запаса тяжелых нефтей располагается в Восточной Европе, Средней и Северной Азии (рис. 1.9) [40].
Значительные скопления высоковязких и битуминозных нефтей сосредоточены на территории целого ряда стран мира. Наиболее крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти располагает Канада, запасы которой составляют 522,5 млрд. и сосредоточены в провинциях: Альберта -374,5 млрд. т; Атабаска - 131,1 млрд. т; Вабаска - 16,9 млрд. т. Второй страной по запасам этого вида нефтей является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 206,3 млрд. тонн и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко. Уже сегодня при существующей технологии добычи извлекаемые запасы тяжелой нефти Венесуэлы составляют 44,4 млрд. т, что превышает извлекаемые запасы нефти Саудовской Аравии (35,6 млрд. т) [41].
Значительными запасами располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. В Норвегии высоковязкие нефти добываются при разработке ряда крупных месторождений, таких, например, как месторождение Грейн, расположенное на шельфе Северного моря, которое по извлекаемым запасам нефти (105 млн. т) входит в число крупных нефтяных месторождений в норвежском секторе [42-43].
Нефтяных месторождений с тяжелой и битуминозной нефтью, полностью или частично расположенных в море, насчитывается 184, из которых 15 - гигантские. Большая часть их находится на территории Венесуэлы и Мексики. В 71 гигантском месторождении с тяжелой и битуминозной нефтью содержится около 82 % всех мировых запасов нефти. Самыми крупными являются три месторождения: Бурган (Кувейт) - 13 млрд. т; Боливар Коастал (Венесуэла) - 8,3 млрд. т; Боскэш - 5,6 млрд. т [39].
Бассейны с высоковязкой нефтью распространены повсеместно на территории Евразии и на севере Африки - всего 25 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что составляет около 1/6 части от общего числа бассейнов мира. На рисунке 1.10 представлено распределение высоковязкой нефти по странам, расположенным в Африке и Евразии. Из рисунка 1.10 видно, что на указанной территории более 90 % высоковязкой нефти располагаются на территории бывшего СНГ.и сосредоточены в трех странах: России (6,2 млрд. т, или 84,4 % от запасов стран СНГ), Казахстане (726 млн. т, или 9,8» %), Азербайджане (389 млн. т, или 5,3 %) [39,41, 44].
Наиболее крупными месторождениями высоковязких нефтей на территории бывшего СНГ.в Казахстане являются Каражанбас - 230 млн. т; Северные Бузачи - 195 млн. т; Кенкияк - 72 млн. т; в Азербайджане Балаханы-Сабунчи-Романы - 114 млн. т.
Россия обладает значительными запасами высоковязких тяжелых нефтей, и их объем составляет около 60 % в общем объеме запасов российской нефти. Запасы высоковязких нефтей промышленных категорий в России выявлены на 217 месторождениях, включающих 572 залежи [45].
В самой «старой» нефтегазовой провинции Волго-Уральской самая высокая доля тяжелых нефтей, которая составляет 25%. Наиболее высоковязкими в среднем являются нефти Тимано-Печорского (средне-бассейновая вязкость высоковязких нефтей 1222 мм2/с), Енисейско-Анабарского (85 мм2/с), Волго-Уральского и Прикаспийского (109 мм2/с) бассейнов (48 мм2/с). Результаты геозонирования нефтегазоносных бассейнов России по среднебассейновому значению вязкости нефти приведены на рисунке 1.11, из которого видно, что бассейны с высоковязкой нефтью распространены в основном на европейской территории России (Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский).
Строение нефтяной дисперсной, системы высоковязких тяжелых нефтей и» ее структурно-механические свойства
Исследование нефтяной системы как единого целого без разрушающего воздействия внешних, факторов, возможно с применением импульсного, ЯМР : В ходе исследования проанализированы образцы. 5 нефтей в»диапазоне температур от минус 10 до плюс 25 С. По результатам проведенных исследований построены графики зависимостей, времен спиновойрелаксации от температуры исследуемых образцов (рис. 3.1, 3.2).
Полученные данные свидетельствуют о наличии в нефтяной дисперсной системе как. минимум двух фаз с различной молекулярной подвижностью компонентов.
К первой ,фазе, характеризуемой наиболее длинными временами спин--спиновой- релаксации, можно отнести молекулы дисперсионной среды. Вторая фаза с более коротким временем релаксации-, по всей видимости, соответствует дисперсной фазе.
Однако, ввиду разнообразия состава нефтяной системы, энергия и прочность ММВ сильно зависят от природы молекулярных фрагментов
Как и ожидалось, с повышением температуры исследуемого образца значения времен спин-спиновой релаксации увеличиваются, что связано с увеличением молекулярной подвижности компонентов нефтяной системы. Причем наиболее резкое возрастание времен релаксации наблюдается для дисперсионной среды - фазы А. В состав дисперсионной среды входят легкие и средние углеводороды нефти, масляные компоненты, молекулам которых присуща трансляционная и вращательная диффузия:
Полиароматические структуры сложных молекул смол и асфальтенов, образующих прочные ассоциаты, полярные гетероатомные функциональные группы, образующие водородные связи, .алкановые цепи парафинов при изменении внешних условий в результате молекулярного обмена могут являться как дисперсионной средой, входить,, в состав внешней сольватнои-оболочки сложной структурной единицы, так и образовывать непосредственно ее ядро. Между молекулами дисперсионной среды и молекулами, формирующими сольватную оболочку (тяжелые масла и смолы), происходит интенсивный обмен протонами в различных положениях, поэтому для средневременной фазы В также характерно значительное увеличение Тг (рис. 3.1,3.2).
Третья фаза с наименьшими временами релаксации Т2с соответствует асфальтенам, структура которых более упорядочена и молекулы обладают минимальной подвижностью. Они являются основными компонентами ядра ССЕ, их протоны удовлетворяют условию жесткой решетки, поэтому для нефтей с большим содержанием асфальтенов, например для Степноозерскаой (скв. № 655), эта фаза не фиксируется (рис. 3.1). Для остальных нефтей с увеличением температуры не отмечается тенденции к возрастанию времен релаксации.
Температурные зависимости населенности протонов фаз можно разделить на две группы (табл. 3.4): к первой группе с четким разделением по фазам принадлежат нефти Демкинская и Степноозерская (скв. № 636); ко второй группе нефтей - Бурейкинская, Степноозерская (скв. № 655); Зюзеевской нефти свойственно микширование протонов между фазами.
Такая «ориентировка» протонов по фазам нефтяной системы свидетельствует о существовании определенных образований в, объеме образцов. Очевидно, что для Демкинской и Єтепноозерской (CKBS № 636) нефтей характерно наличие хорошо сформированной структурной единицы с четким разделением компонентов системы по фазам. Для1 другой группы нефтей можно говорить о высокой молекулярной подвижности компонентов системы.
Влияние ПАВї на структуру и реологические свойства нефтяных дисперсных систем высоковязких нефтей
Коллоидно-химический подход к строению нефтяных систем, рассматривающий нефть- как дисперсную- систему, позволяет выделить основные её составляющие, которые играют решающую роль, в процессах -диспергирования; фазообразования и структурирования Особенностью высоковязких нефтей. с повышенным, содержанием асфальто-смолистых веществ, как отмечалось ранее,, является формирование структурированных систем; ядром которых являются асфальтены, а смолы формируют сольватную оболочку. Следовательно, изменение структурно-механических . свойств1 высоковязких нефтей возможно при разрушении сложных структурных единиц НДС или изменении, характера и ослабления силы межмолекулярных взаимодействий.
В связи с этим необходимо рассматривать реструктурирование нефтяных дисперсных систем как коллоидно-химический процесс: Участие в таких процессах ПАВ, обладающих высокими адсорбционными свойствами, позволит изменять фазовые взаимодействия на различных поверхностях раздела фаз. Введением. ПАВ можно реально воздействовать, на процессы структурообразования нефтей путем изменения пространственного каркаса.
Влияние ПАВ на формирование пространственных структур частицами асфальтенов, их взаимодействие между собой через прослойки дисперсионной среды и сольватный слой изучалось методом импульсного ЯМР (рис. 4.14-4.15).
Введение ПАВІ в. нефтяную1 систему изменяет межмолекулярные взаимодействие как. дисперсной фазы; так и дисперсионной» среды. Особенно интересным представляется влияние полиалкилбензольной смолы, которая играет наиболее существенную роль в изменении подвижности фазі всех изученных нефтей:
Можно предположить, что- ПАБЄ за счет, ароматического ядра проникает в сольватную? оболочку, состоящую в основномшзсмол, шзатемза; счет высокой подвижности; встраивается в: структуру ядра СЄЕ,. но. не стабилизирует ее, в отличие от асфальтосмолистых соединений, а разрушает, так как наличие; двух- и более подвижных алкильных; радикалові придает молекуле так называемый? «виртуальный» дипольный? момент, который как бы; раскручивая молекулу, разрушает/ плоскопараллельное: формирование ассоциата; 06 этом; свидетельствует возрастание молекулярнойшодвижности групповых компонентовшефтещвлрисутствитПАБЄ, причем более: сильное, чемщригвведении ПАВї(рис. 4U4- 4Л 5):
Ввод в. нефтяную систему поверхностно-активных ш сольватирующих вещества (P-4BJ, Дт157, ЭС-З , АЛМтЩ. ПАБЄ)? способствует изменению? соотношения! «подвижных» и; «связанных» молекулу происходят изменения: межмолекулярных взаимодействий состава; и« размеров? структурной единицы.. :».
Это связано с тем, что введенный? ПАВ? проникает в структурный? каркас: нефтянош дисперсной? системы,, разрушает его- и; препятствует его восстановлению; Зал. счет создания новой сольватнош оболочки на поверхности высокомолекулярных; компонентов; нефти» последние теряют способность к образованию ассоциатов , что; прежде: всего, приводит к снижению структурно-механической; прочности нефтяной дисперсной системы, способности; образовывать устойчивые: водонефтяные эмульсии , а также препятствует осаждению» на поверхности- поровых каналов и нефтепромысловогоюборудования.
Как видно из таблицы 4.5, влияние: ПАВ» на вязкостные свойства различно; но практически все использованные ПАВ в; той или иной1 мере снижают вязкось нефтещ, причем чем; более нефть, структурирована, тем больший эффект достигается припримененишПАВ
Снижение вязкости; так же существенно; зависит от скорости течения-(табл.4.6): на начальных скоростях сдвига силы сцепления между конгломератами частиц велики, следовательно уровень вязкости всех нефтей наэтом участке высокий. Особенно значительна роль ПАВ; на этом этапе движения нефтяношдисперсной системы.
Технологии повышения нефтеотдачи на основе мицеллярных систем
На основе анализа, вязкостных и коллоидно-химических характеристик водного раствора реагента КС-6; особенностей структурирования водных растворов КС-6 и оценки его эффективности при проведении модельных испытаний на нефтях девонского и; угленосного горизонтов разработана технология приготовления ж применения реагента; КС-6; «ТатН 2000г01». Модификация: технологии, на базе композиционного состава реагента; КС-6 согстабилизатором «СМЭИ», устойчивой к сильноминерализованным; водам, разработана совместно с МНЕ-«Татарстан»; 1 Технологиям может: применяться для; разработки? неоднородных; по проницаемости? пластов; обводненных нагнетаемой: водой терригенньгх и карбонатных коллекторов; налюбошстадииразработкишесторождениш ШОІ результатам лабораторных? испытаний- разработаны технические условия (ШУ 2483-021-27845613-2000); и «Инструкция по применению; технологии «ТатН 2000т01» на нефтяных месторождениях». На основании» протокола испытаний; №з 231 от 07.02.2002: г.; ВЦСС «Нёфтепромхим»: выдан; сертификат; на» применение химпродукта: в? технологических процессах добычи? и транспорта? нефти і № 153:39Ки.245810Ю0229ї10Ю2 оъ Ы.Ш2002 г. на Реагент «КС-6» ТУ 2483-021-27845613-2000 в том, что он допущен? к применению? на территории Российской!Федерации;в- качестве реагента для-; процессов нефтедобычи, внесен в отраслевой- РЕЕСТР «Перечень» химпродуктов, согласованных ш допущенных к применению в нефтянош отрасли» и сертифицирован в Системе «ТЭКСЕРТ» (№ ТЭК RU.XH03;C00495) (Приложение 2). На реагент КС-6 выдано санитарно-эпидемиологическое заключение № 16:11.03L391 .ГІЮОООО1.10Ю2 от 08 10.2002 (ФГУ «Центр Госсанэпиднадзора в Республике Татарстан», г. Казань).. Концентрат «КС-6» представляет собой водный раствор реагента «KG-6» по ТУ 2483-021-27845613-2000 в пресной или минерализованной воде. Технологический раствор представляет собой водный раствор реагента «КСт 6» с концентрацией 1,33 % масс. Особенностью технологии: применения «ТатНО 2000-01» является закачка раствора КС-6 сразу после, приготовления с последующей технологической выдержкой не менее 168. часов для обеспечения более полного протекания процесса структурообразования и,- следовательно, повышения вязкости оторочки. Объем реагента, затрачиваемый на обработку 1 нагнетательной скважины, составляет 6 т. Опытно-промышленные работы» проводились на залежах как девонского, таки угленосногогоризонтов Ромашкинского. месторождения. Є декабрЯі200Г г. ОАО «Татнефтеотдача» было обработано 3 нагнетательные скважины, в НГДУ «Альметьевнефть» и Г скважина в НГДУ «Ямашнефть». Геологические характеристики: обработанных участков представлены в таблице 5.5і: На всех добывающих скважинах, гидродинамически связанных с обработанными нагнетательными, увеличился дебит по нефти и снизилась обводненность продукции (табл..5.6). Динамика прироста добычи нефти на примере скважин № 16472 и 32826 приведена на рисунках 5.20, 5.21. В целом на 01.03.04 суммарный накопленный прирост добычи нефти за счет применения реагента КС-6 составил 5944 т (рис. 5.22), или 248 т нефти на 1 т КС-6. Дополнительно необходимо отметить значительную экономию за счет снижения объемов попутно добываемой воды на 43 324 т (табл. 5.6). Успешность, обработок составила 100 %.. Средняя продолжительность, эффекта - 12. месяцев:; Рентабельность технологии составляет 30 % (Приложение 1)» Совместно с МНК «Татарстан» проведена модификация технологии на базе: реагента КС-6 с целью повышения? устойчивости состава в сильно минерализованных пластовых; водах. Разработан композиционный; реагент «СМЭП» ТУ 2458-007-33855053-2004 получены санитарно эпидемиологическое заключение; №: 16:11.03:245Ш:000599Ю704- сертификат Соответствия №ТЭК КШ.ХП- 06;Н00885, сертификат на применение химпродукта в, технологических процессах добычи- и? транспорта- нефти" № 153:39:RU.245810;00756;08!04 (Приложение: 3); Применение композиционного? составаша основе: КС-6?ві сочетании со стабилизатором?на высокоминерализованных пластовых водахс было? проведено путем закачек-мицеллярного раствора в» нагнетательные скважины на Нагорном месторождении?ЗАОн Троицкнефть», нефть которого относится к тяжёлой, с, достаточно высоким, содержанием; смол,, асфальтенові парафинов и серы (табл; 5i7): Виюне.2006 года скважины №№ 633 8j 6328; и; 6609: Bi каждую скважину было закачано 200 м? технологического? раствора,, приготовленного» на? пластовой? воде; с концентрацией- 1! % об. реагента КС-6 и 0Д-033 % об; стабилизатора СМАі. Отклик в? виде накопленного прироста добычи нефти начал прослеживаться на добывающих скважинах; уже следующий? месяц; после обработки;. Все- приведённые добывающие скважины;? связаны с нагнетательными: скважинами. Характеристики в таблицах 5;8-5:10.
