Применение углеводородных растворителей

Абсолютно полное извлечение нефти возможно только при технологии ее растворения вытесняющим агентом.

Российские специалисты Э. Л. Чекалюк, К. А. Оганов и В. П. Оноприенко в 1960 г. экспериментально установили, что вода при определенных температурах и давлениях может растворять нефть. Вода в тех условиях, в которых она способна растворять нефть, названа терморастворителем и может быть использована в качестве агента для повышения нефтеотдачи пластов.

Известно, что с повышением давления растет температура кипения. Состояние воды, которое характеризуется исчезновением поверхности раздела между жидкостью и паром, наступает при давлении 22,115 МПа и температуре 374,12 С (названных критическими) при плотности 317,763 кг/м³. Полнота растворения нефти в воде достигается при температурах 320−340 С и давлении 18−22 МПа, причем вязкость нефти практически не влияет на результат полной смешиваемости, а температуру может понизить до 260 С за счет добавки углекислоты.

Несмотря на то, что сообщения о предложенной высоконефтеизвлекаемой технологии добычи, сочетающей процессы вытеснения и растворения, были сделаны еще на Х Мировом конгрессе 14 сентября 1979 г. в Бухаресте, она не получила развития. Одной из объективных причин стало отсутствие высокоэффективных, мощных автономных забойных теплогенераторов. Подача терморастворителя с поверхности связана с огромными теплопотерями. Кроме того, все марки сталей обсадных труб при температурах выше 300 С теряют свои прочностные свойства, поэтому необходимо создание специальной конструкции нагнетательной скважины.

Одним из методов увеличения продуктивности добывающих скважин является очистка ПЗП от отложений парафина и асфальтосмолистых веществ (АСВ) углеводородными растворителями.

В реальных условиях при отработке ПЗП растворитель взаимодействует с парафином и АСВ в пористой среде с высокой степенью водонасыщенности. Поэтому для повышения эффективности процесса необходимо производить последовательную закачку в скважину водо-, а затем и нефтерастворимых реагентов. Водорастворимый реагент выносит из пористой среды воду, а нефтерастворимый при смешении — углеводородную фазу. В качестве растворителя воды используют растворы ПАВ, ацетон, пенореагент (смесь спиртов, углеводородов), а для АСВ и парафина — так называемые отходы химических производств: абсорбенты А1 и А2 (смесь углеводородов, состоящая из 70% бутан-бутиленовой фракции и 30% бутилен-дивини-ловой фракции); КО (кубовый остаток производства бутилового спирта); КОИ-47−88 (смесь легких углеводородов, бензола, ксинола, этилового бензола), ШФЛУ (широкую фракцию легких углеводородов), нефрас 150/330, нефрас С4 130/350. Смесь абсорбента А-2 и нефраса, А 150/330 (45/55) обеспечивает удаление до 96% АСВ. Эффективность обработки возрастет с увеличением темпа закачки, удельного расхода растворителя и особенно при прогреве ПЗП.