Разработка месторождений высоковязких нефтей с использованием инновационных технологий, влияющих на пластовую систему
Ю.В. Волков, Б.В. Успенский,
А.Р. Гайнутдинова, М.Р. Фаткулин, Р.Р. Хазиев
Казанский федеральный университет, ИПЭН АН РТ, Институт «ТатНИПИнефть»
А.Р. Гайнутдинова, М.Р. Фаткулин, Р.Р. Хазиев
Казанский федеральный университет, ИПЭН АН РТ, Институт «ТатНИПИнефть»
Задача настоящего исследования посвящена изучению влияния реагента различной концентрации на физико-химические свойства высоковязкой нефти и подбору реагента с наиболее эффективными показателями для снижения вязкости в карбонатных коллекторах среднего карбона. Полученные результаты исследования показали, что реагент адсорбировался на структурообразующих компонентах нефти и ослабил взаимодействие между ними, что привело к снижению вязкости нефти.
Введение
Запасы высоковязкой (ВВН) и сверзвязкой (СВН) нефти, часто называемые нетрадиционными, являются важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли всех успешно развивающихся нефтедобывающих стран мира.
Начало активной разработки нетрадиционной нефти во многом поменяло саму идеологию и подходы к проектам в нефтяной отрасли, превратив каждый случай в уникальный научно-практический эксперимент.
Начало активной разработки нетрадиционной нефти во многом поменяло саму идеологию и подходы к проектам в нефтяной отрасли, превратив каждый случай в уникальный научно-практический эксперимент.
По данным различных исследователей в России находится более 70 млрд т. прогнозных ресурсов нефти всех типов, освоение которых без инновационных подходов практически невозможно, даже если их значительные запасы и ресурсы относятсяк благоприятным регионам с довольно развитой инфраструктурой, как, например, в Татарстане, где только СВН добывают по 7,0–7,5 тыс. т/сут., применяя тепловые методы.
В работе проведена серия экспериментов, направленная на уточнение особенностей физико-химических свойств и состава высоковязкой нефти, важных с позиций организации добычи, промысловой подготовки нефти и выбора направления ее дальнейшей переработки.
В работе проведена серия экспериментов, направленная на уточнение особенностей физико-химических свойств и состава высоковязкой нефти, важных с позиций организации добычи, промысловой подготовки нефти и выбора направления ее дальнейшей переработки.
Объект исследования
В качестве объекта исследования послужили пробы нефти, отобранные на месторождениях РТ из среднекаменноугольных отложений с карбонатным типом коллектора (По согласованию с недропользователем название месторождений не разглашается).
Выбор объекта исследования обусловлен как сложностью разработки карбонатного коллектора существующими ныне методами, так и физико-химическими свойствами тяжелых нефтей, запасы которых сосредоточены в каменноугольных отложениях. Это обстоятельство требует изучения реологических свойств данного типа нефтей, а также проведения экспериментальных и лабораторных работ по изучению потокооткланяющих свойств вытесняющего агента с целью прогнозного увеличения нефтеотдачи.
Стоит отметить, что выработка тяжелых нефтей в настоящее время сопровождается, в большинстве случаев с применением вторичных методов увеличения нефтеотдачи — применением заводнения залежей. Однако, в целях рациональной выработки запасов тяжелых нефтей необходимо применять и третичные методы увеличения нефтеотдачи с целью совершенствования системы заводнения.
Стоит отметить, что выработка тяжелых нефтей в настоящее время сопровождается, в большинстве случаев с применением вторичных методов увеличения нефтеотдачи — применением заводнения залежей. Однако, в целях рациональной выработки запасов тяжелых нефтей необходимо применять и третичные методы увеличения нефтеотдачи с целью совершенствования системы заводнения.
Результаты и обсуждения
Определение физических свойств нефти
Лабораторные испытания проводились на нефти из месторождений среднего карбона с карбонатным типом коллектора.
Анализ полученных в ходе лабораторных исследований результатов (таб. 1) позволяет классифицировать исследованную нефть как высоковязкую, битуминозную и высокосернистую.
Анализ полученных в ходе лабораторных исследований результатов (таб. 1) позволяет классифицировать исследованную нефть как высоковязкую, битуминозную и высокосернистую.
Геохимические исследования нефти
В ходе исследований получены хроматограммы, по которым производились расчёты и интерпретация полученных результатов. Для идентификации выделяемых компонентов использовались соответствующие эталоны (н-С18, н-С21), а также эталонные смеси (н-С12 – н-С24).
В дальнейшем аномалии (пики) на хроматограммах идентифицировались по принципу, основанному на постоянстве времени удерживания (времени от момента ввода пробы в колонку до выхода максимума пика концентрации) индивидуальных веществ в стандартных условиях определения.
Площади пиков на хроматограмме рассчитывались вручную и с использованием программного пакета «TotalChrom».
Результаты газохроматографических исследований нефти с подсчитанными биомаркерами представлены в таб. 2.
Площади пиков на хроматограмме рассчитывались вручную и с использованием программного пакета «TotalChrom».
Результаты газохроматографических исследований нефти с подсчитанными биомаркерами представлены в таб. 2.
Анализ биомаркеров позволяет определить пути миграции нефти из материнской породы в резервуар методом корреляции нефть — нефть и нефть — материнская порода, относительную термическую зрелость, а также возможные процессы вторичного изменения. Из-за их общей устойчивости к атмосферным воздействиям, биодеградации, испарению и другим процессам, биомаркеры также используются в качестве индикаторов загрязнения окружающей среды.
В ходе исследований был построен график распределения коэффициентов пристан/н-С17 и фитан/н-С18 (рис. 1), предложенный американскими учеными Кенноном и Кессоу для определения типа исходного органического вещества (ОВ) и степени его зрелости.
В ходе исследований был построен график распределения коэффициентов пристан/н-С17 и фитан/н-С18 (рис. 1), предложенный американскими учеными Кенноном и Кессоу для определения типа исходного органического вещества (ОВ) и степени его зрелости.
Реконструкция условий осадконакопления и степени катагенетической преобразованности ОВ в породе
Из графика видно, что исходный образец расположен в области сильно восстановительных условий осадконакопления — мелководноморские водорослевые. Тип исходного ОВ пород сапропелевый, генезис – морской. Это подтверждается и отношением пристана к фитану (П/Ф), которое для всех исследуемых образцов ≤ 1, указывая на восстановительные условия фоссилизации ОВ.
Одной из простых и широко применяемых схем разделения нефти на компоненты в лабораторных условиях является SARA-анализ. Этот метод основан на разделении нефти на четыре аналитические группы соединений: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — SARA) (рис. 2).
Одной из простых и широко применяемых схем разделения нефти на компоненты в лабораторных условиях является SARA-анализ. Этот метод основан на разделении нефти на четыре аналитические группы соединений: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — SARA) (рис. 2).
Разделение сырой нефти
По результатам проведенного группового анализа отмечается небольшое содержание в составе битумоида смолисто-асфальтеновых компонентов — 50,82%.
В составе смол наблюдается преобладание компонентов бензольной фракции. Содержание масляной фракции — 48,78% (таб. 3).
В составе смол наблюдается преобладание компонентов бензольной фракции. Содержание масляной фракции — 48,78% (таб. 3).
Реагент с концентрацией 7% понизил количество смолисто-асфальтеновых компонентов на 10,99%, тем самым повысив содержание масляных фракций и улучшив свойства нефти (таб. 3) методом фракционирования SARA [1].
В ряде публикаций [2, 3] отмечается, что тенденция к осаждению асфальтенов зависит от соотношения содержания в нефти смол и асфальтенов.
Это соотношение составило 3,6% в исходной нефти и 2,5% для нефти с добавлением реагента с концентрацией 7%, что говорит о высокой устойчивости нефти к образованию отложений асфальтенов, с одной стороны, и снижении устойчивости благодаря реагенту, с другой.
В ряде публикаций [2, 3] отмечается, что тенденция к осаждению асфальтенов зависит от соотношения содержания в нефти смол и асфальтенов.
Это соотношение составило 3,6% в исходной нефти и 2,5% для нефти с добавлением реагента с концентрацией 7%, что говорит о высокой устойчивости нефти к образованию отложений асфальтенов, с одной стороны, и снижении устойчивости благодаря реагенту, с другой.
Подбор реагента с наиболее эффективными показателями для снижения вязкости
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что в процессе вскрытия и эксплуатации продуктивных пластов происходит постепенное ухудшение фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП). Чаще всего это происходит из-за отрицательного влияния воды, образующей с нефтью стабильную эмульсию (рис. 3).
Нефтяная эмульсия [5]
При наличии твердых частиц стабильность эмульсий значительно повышается, кроме того, увеличивается их вязкость. Образование эмульсий при добыче нефти — основная причина больших потерь нефти, удорожания ее транспортировки и подготовки к переработке. Поэтому актуальными являются вопросы повышения эффективности процессов добычи, транспорта и подготовки нефти, осложненные образованием эмульсий, на основании исследования влияния на них химических реагентов, применяемых в нефтедобыче, оптимизации использования деэмульгаторов, разработки методов стабилизации работы установок подготовки нефти и технологий обработки водонефтяных эмульсий [4].
Методика лабораторных экспериментов предусматривала добавление реагента различной концентрации от 1 до 7%, механического перемешивания смеси, термостатирование в течение 30 минут и проведение измерения вязкости.
Реагент — это раствор на органической основе темно-коричневого цвета, полученный электрохимическим путем из природных гумитов и каустобиолитов угольного ряда. Применяемый реагент является естественным для окружающей природной среды, не образует токсичных соединений в почве, воде, не загрязняет атмосферу, не оказывает негативного влияния на флору, фауну (таб. 4).
Методика лабораторных экспериментов предусматривала добавление реагента различной концентрации от 1 до 7%, механического перемешивания смеси, термостатирование в течение 30 минут и проведение измерения вязкости.
Реагент — это раствор на органической основе темно-коричневого цвета, полученный электрохимическим путем из природных гумитов и каустобиолитов угольного ряда. Применяемый реагент является естественным для окружающей природной среды, не образует токсичных соединений в почве, воде, не загрязняет атмосферу, не оказывает негативного влияния на флору, фауну (таб. 4).
Основное действующее вещество реагента как препарата — физиологически активные калиевые соли гуминовых кислот (гуматы калия). Также в состав препарата входят аминокислоты, углеводы, водорастворимые карбоновыекислоты (щавелевая, янтарная, яблочная, лимонная), элементы минерального питания (азот, фосфор, калий) и микроэлементы (железо, медь, цинк, марганец, бор, молибден и др.).
В серии экспериментов была использована обезвоженная с помощью порошка прокаленного хлористого кальция нефть (рис. 4). Обезвоживание проходило по следующей методике: навеска порошка 200 гр. на дне конической колбы заливалась 500 мл нефти и оставлялась на отстой на 8 дней. В течение этого времени хлористый кальций впитывал в себя всю воду.
В серии экспериментов была использована обезвоженная с помощью порошка прокаленного хлористого кальция нефть (рис. 4). Обезвоживание проходило по следующей методике: навеска порошка 200 гр. на дне конической колбы заливалась 500 мл нефти и оставлялась на отстой на 8 дней. В течение этого времени хлористый кальций впитывал в себя всю воду.
Разделение сырой нефти
Результаты экспериментов воздействия реагента на вязкость µ нефтяной эмульсии (НЭ) и обезвоженной нефти (ОН) среднего карбона представлены в таб. 5 и 6.
Показанные на рис. 5 и 6 кривые, наглядно свидетельствуют о том, что наиболее эффективными оказались концентрации реагента 2% для нефтяной эмульсии и 3% для обезвоженной нефти, снизившие вязкость на 51 и 32 мПа*с., соответственно.
Исходя из полученных результатов в ходе проведения исследования, было выявлено, что реагент адсорбировался на структурообразующих компонентах нефти и ослабил взаимодействие между ними, что привело к снижению вязкости нефти.
Наибольшее снижение вязкости удалось достичь при введении 2% реагента в нефтяную эмульсию (снижение вязкости на 51 мПа*с или 6%), и 3 % реагента в обезвоженную нефть (снижение вязкости 32 мПа*с или 4,9 %).
Вытеснение нефти водой, которую содержит реагент, связано также с его влиянием на реологические свойства нефти. Введение реагента в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению реагента в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
Наибольшее снижение вязкости удалось достичь при введении 2% реагента в нефтяную эмульсию (снижение вязкости на 51 мПа*с или 6%), и 3 % реагента в обезвоженную нефть (снижение вязкости 32 мПа*с или 4,9 %).
Вытеснение нефти водой, которую содержит реагент, связано также с его влиянием на реологические свойства нефти. Введение реагента в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению реагента в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
1. Акбарадзе К., Хаммами А., Харрат А. и др. Асфальтены: проблемы и перспективы. Нефтегазовое обозрение, 2007. 29 с.
2. Carnahan N.F and oth. Properties of Resins Extracted from Boscan Crude Oil and Their Effect on the Stability of Asphaltenes in Boscan and Hamaca Crude Oils // Energy & Fuels, 1999, issue 13, pp. 309–314. (In Eng.).
3. Khvostichenko D.S., Andersen S.I. Electrodeposition of Asphaltenes. II. Effect of Resins and Additives // Energy & Fuels, 2010, issue 24, pp. 2327–2336. (In Eng.).
4. Волков А.А., Балашова В.Д., Коновальчук О.Ю., Волкова И.И. К вопросу разрушения стабильных водонефтяных эмульсий // Нефтегазопромысловое дело. 2013. №5. С. 40–42.
5. Первичная подготовка тяжелых нефтей. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://en.ppt-online.org/450714 (дата обращения: 02.04.2020).
2. Carnahan N.F and oth. Properties of Resins Extracted from Boscan Crude Oil and Their Effect on the Stability of Asphaltenes in Boscan and Hamaca Crude Oils // Energy & Fuels, 1999, issue 13, pp. 309–314. (In Eng.).
3. Khvostichenko D.S., Andersen S.I. Electrodeposition of Asphaltenes. II. Effect of Resins and Additives // Energy & Fuels, 2010, issue 24, pp. 2327–2336. (In Eng.).
4. Волков А.А., Балашова В.Д., Коновальчук О.Ю., Волкова И.И. К вопросу разрушения стабильных водонефтяных эмульсий // Нефтегазопромысловое дело. 2013. №5. С. 40–42.
5. Первичная подготовка тяжелых нефтей. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://en.ppt-online.org/450714 (дата обращения: 02.04.2020).
Юрий Васильевич Волков, к.г.-м.н., доцент кафедры геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КФУ; старший научный сотрудник ИПЭН АН РТ, Казань, Россия
Борис Вадимович Успенский, д.г.-м.н., зав. кафедрой геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КФУ; зав. лабораторией геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, Казань, Россия
Альбина Рифкатовна Гайнутдинова, инженер института «ТатНИПИнефть», Бугульма, Россия
Мухаммедрахим Ранилевич Фаткулин, инженер кафедры геологии нефти и газа им. академика А.А. Трофимука КФУ, Казань, Россия
Хазиев Радмир Римович, науч. сотр., ИПЭН АН РТ. Казань, Россия
radmir361@mail.ru
Борис Вадимович Успенский, д.г.-м.н., зав. кафедрой геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КФУ; зав. лабораторией геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, Казань, Россия
Альбина Рифкатовна Гайнутдинова, инженер института «ТатНИПИнефть», Бугульма, Россия
Мухаммедрахим Ранилевич Фаткулин, инженер кафедры геологии нефти и газа им. академика А.А. Трофимука КФУ, Казань, Россия
Хазиев Радмир Римович, науч. сотр., ИПЭН АН РТ. Казань, Россия
radmir361@mail.ru
В качестве метода разделения, основанного на распределении вещества между подвижной и неподвижной фазами, использован метод газовой хроматографии с применением програмного пакета «TotalChrom». Для разделения нефти на компоненты в лабораторных условиях применялся SARA-анализ.
высоковязкие нефти, реагент, снижение вязкости
Ю.В. Волков, Б.В. Успенский, А.Р. Гайнутдинова, М.Р. Фаткулин, Р.Р. Хазиев. Разработка месторождений высоковязких нефтей с использованием инновационных технологий, влияющих на пластовую систему. 2020. №3. С. 31-34. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10086.
15.05.2020
УДК 665.6.032
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10086
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10086
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33