Окт 21
Есть ли у кого-то бесплатные, и желательно свежие (18-21 гг) об опыте применения технологий добычи высоковязкой нефти (битумов) с применением растворителей в России и не только: Vapex, Thermal solvent, N-solv, Savex и др. Все открытые статьи, которые я нашёл или содержат только общие слова о том, что удалось увеличить КИН в сравнении с использованием пара, без конкретики о том, сколько пришлось закачивать реагентов на тонну добытой нефти, какие конкретно свойства нефти были на месторождении и т. д. Можно на английском.
Опубликовано
10 Окт 2021
Активность
6
ответов
2390
просмотров
5
участников
2
Рейтинг
Поделитесь статьями о паре, о которых упоминаете.
Говоря о нашем опыте на ПК1-3 (нефть не битуминозная, м=110сПз). Качали в ГС (хвостовики 600-1200м) оторочки из Нефраса до 10м3 и выдерживали пару часов, затем СКО с добавлением изопропанола, сильного эффекта не получили.
Интересно узнать и ваш опыт ОПЗ под битумы, может сможем к нам применить.
Благодарю.
Под паром я подразумевал в первую очередь SAGD. Вот пример статьи, которая и вызвала мой интерес к растворителям. https://vseonefti.ru/upstream/tehnologia-n-solv.html
В конце статьи говорится что "Испытание технологии на битумных залежах Атабаски показало значительно более высокую эффективность метода N-solv по сравнению с методом VAPEX, а также довольно широко используемым методом SAGD." а также "Технология N-Solv остается коммерчески привлекательной при цене на нефть порядка 30 долл. за баррель." Правда технической информации здесь почти нет, но имеено поэтому я и пытаюсь найти всё что получится по этой теме.
Вот пара хороший, если судить по абстракту статей на тему.
https://onepetro.org/PETSOCCIPC/proceedings-abstract/08CIPC/All-08CIPC/PETSOC-2008-149/5130 Здесь говорится что при проведении лабораторных экспериментов с битумами Алабаски при совместном использовании растворителя и SAGD получился КИН 60% и удалось значительно сократить расход пара. Полный доступ к сожалению платный. Но эта статья 2008 года, а информации о том, внедрён ли этот способ в разработку и какие получились результаты у меня найти не получается.
Спасибо что поделились своим опытом. Я учусь в университете и работаю над кейсом, где надо предложить способы оптимизации добычи нефти вязкостью 920 - 35000 сПз. На месторождении используется SAGD. Нужно придумать способы оптимизации добычи.
Добрый день!
Попробуйте почитать про опыт некоторых добывающих компаний в Венесуэле.
Например, PDVSA Petromonagas.
Как известно в Венесуэле сверхтяжелые и вязкие нефти, значения по вязкости сейчас не скажу, но по плотности от 990 до 1100 кг/м3 доходят.
Разработку месторождений ведут при помощи закачки в скважины растворителя (практически прямогонный бензин). Закачка ведется постоянно (скважина в работе - закачка растворителя идет, скважина стоит - закачка стоит). Далее добытая продукция так называемая DCO (это нефть в смеси с растворителем) по сборным коллекторам поступает на завод по подготовке нефти. Т.к. нефть разбавили этим "разбавителем" (Дилуэнт он у них называется), то плотность ее снизилась и для отделения от воды становится возможным использовать стандартные методы подготовки (гравитационный и применение деэмульгаторов - все как у нас). Далее подготовленная таким образом смесь с обводненностью до 1% (такую обводненность допускают местные стандарты) отправляется в заводской резервуарный парк, откуда при помощи насосов перекачивается по трубопроводу внешнего транспорта (примерно 300-400 км) в порт. В порту стоят установки по отгонке части легких фракций, на которых производится отгонка примерно 90-95% от того, что было закачано в скважины. Полученная после отгонки нефть закачивается в танкеры или хранится в резервуарах в порту, а прямогон (разбавитель или Дилуэнт) отправляются по параллельной ветке трубопровода обратно на завод по подготовке нефти в резервуары хранения разбавителя, откуда по сети трубопроводов вновь распределяется на скважины для закачки. Неотогнанный разбавитель, который остался в нефти компенсируется поставками разбавителя (Дилуэнта) танкерами от ближайших соседей (Колумбия, Бразилия, США).
Вот такая штука - для добычи 1 тонны такой нефти расходуется примерно 0,05-0,1 тонна разбавителя (Дилуэнта).
Такую технологию придумали и осуществили там американцы, в частности, компания Шелл, которая была оператором данного проекта до национализации нефтяных корпораций в Венесуэле её правительством.
Про Vapex N-solv Шелл много писал статей в 05-12гг, в основном про эксперименты да моделирование
У вас проблем с хлорорганикой (в нефти) не было при СКО с изопропанолом (изза неотработанной кислоты)? интересно знать если делали лаб тесты на до закачки. спасибо
Добрый день.
Лаб. тестов на ХОС не проводили.
В целом после ОПЗ были проблемы, которые проявлялись сбоями на ЦПСе до 4х дней. На ЦПС приходила эмульсия сгустками, которую было трудно разбить.
Сейчас разбираемся с каждым реагентом отдельно. Для себя выявили, что основной проблемой был Неонол (изначально был представлен как ДЕэмульгатор, но по факту проявляет себя как эмульгатор). Исключили его из КС, проблема не разрешилась. Разбираемся дальше.
Как последний вариант планируем после ОПЗ 1-2 объема скважины отрабатывать на емкость, затем подбиваться в коллетор.