Добыча высоковязкой нефти с помощью растворителей (solvent based gravity drainage).

Последнее сообщение
Omar 3 0
1 нед.

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.

OleynikAlAn 4 0
1 нед. #1

Omar пишет:

...Все открытые статьи, которые я нашёл или содержат только общие слова о том, что удалось увеличить КИН в сравнении с использованием пара...

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.

Omar 3 0
1 нед. #2

OleynikAlAn пишет:

Поделитесь статьями о паре, о которых упоминаете. 

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.

OleynikAlAn пишет:

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.

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. 

Ярослав Жуланов 2 7
3 дн. #3

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.

 

Go to top