РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.652
© Р.С. Хисамов, М.И. Амерханов, Ю.В. Ханипова, 2015
Изменение свойств и состава сверхвязких нефтей при реализации технологии парогравитационного воздействия в процессе разработки Ашальчинского месторождения
Р.С. Хисамов, д.г.-м.н. (ПАО «Татнефть»), М.И. Амерханов, к.т.н., Ю.В. Ханипова (ТатНИПИнефть)
Адрес для связи: Khisamov@tatneft.ru
Change of properties and composition of heavy oil in the process of Ashalchinskoye field development by steam-assisted gravity drainage method
R.S. Khisamov (Tatneft PAO, RF, Almetyevsk),
M.I. Amerkhanov, Yu.V Khanipova, (TatNIPIneft, RF, Bugulma)
Ключевые слова: месторождения сверхвязкой битуминозной нефти, Ашальчинское месторождение, закачка пара, тепловое воздействие, вязкость нефти, концентрация серы в нефти, качество нефти.
E-mail: Khisamov@tatneft.ru
Key words: extra-heavy bituminous oil field, Ashalchinskoye field, steam injection, thermal recovery, oil viscosity sulfur content in oil, oil quality.
PAO Tatneft has been producing heavy oil from the Ashalchinskoye field using steam-assisted gravity drainage method since 2006. Over the past years, an extensive bulk of data about properties and composition of heavy oil has been acquired. The paper presents results of statistical analysis of heavy oil parameters values.
За время проведения опытно-промышленных работ по разработке Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти (СВН), которые ведутся в ПАО «Татнефть» с 2006 г., накоплен большой опыт по реализации парогравитационного воздействия на пласт на базе собственных технологий [1-5]. В процессе мониторинга режима работы скважин проводился отбор проб и анализ свойств СВН и состава добываемой жидкости. В результате была создана обширная база данных по исследованию СВН и попутно добываемой воды. Определение динамики свойств СВН является актуальной задачей, решение которой позволит найти пути дальнейшего развития технологии парогравитационного воздействия на пласт.
Эксперименты по физическому моделированию процесса вытеснения нефти позволили обосновать возможность использования композиционного растворителя на основе концентрата ароматических углеводородов с диапозоном температуры кипения 150-350 °С в смеси с концентратом алифатических углеводородов с интервалом температуры кипения 40-100 °С. Установлено, что наибольшая степень снижения вязкости СВН (в 57 раз) при введении 20 % данного состава растворителя отмечается при температуре 10 °С, при температуре 50 °С она уменьшается в 16,7 раза. Наиболее эффективным растворителем является концентрат легкокипящих алифатических углеводородов, добавление которого в количестве 20 % снижает вязкость нефти с 6985,3 10-6 до 47,8-10-6 м2/с. [6].
Необходимо отметить, что из-за особенностей формирования залежей СВН наблюдается значительная неоднородность распределения свойств нефти по площади вследствие взаимовлияния скважин, воздействия на залежь паром и др. С 2006 по 2014 г. было
отобрано и проанализировано 668 проб СВН из 26 скважин. Определялись следующие параметры проб нефти: плотность, динамическая вязкость, коэффициент светопоглощения нефти, концентрация в нефти серы, смол и асфальтенов.
Для определения факторов, влияющих на свойства нефти в процессе паротеплового воздействия, проведен статистический анализ изменения параметров СВН во времени с использованием двустороннего знакового критерия тренда Кокса и Стюарта [7] и корреляционный анализ, показывающий наличие и характер зависимости между сравниваемыми параметрами. Статистическому анализу подвергли пробы СВН из шести скважин (скв. 230, 232, 240, 15210, 15020, 15042, 15040) с наибольшим числом исследованных проб за весь период разработки месторождения (всего 597 проб нефти). Из них в трех скважинах (скв. 230, 232, 240) отбор проб ведется с наклонного и вертикального устьев (в скв. 232 пробы СВН отбираются только с наклонного устья). Двухустьевые скважины (скв. 230, 232, 240) имеют наиболее длительную историю эксплуатации.
Анализ эффективности выработки запасов СВН данных скважин подробно представлен в работе [8]. Отметим, что на 01.07.15 г. накопленная добыча нефти по трем двухустьевым скважинам составила более 200 тыс. т при текущей добыче 106 т/сут (см. таблицу). Выполненные расчеты по модели [9] показали, что с увеличением пористости и толщины пласта возрастает максимальный дебит горизонтальных скважин и время полной выработки пласта, плотность сетки пар скважин влияет на продолжительность периода стабильного отбора нефти и время, в течение которого снижается дебит.
Показатели Пара скважин
первая (скв. 232/233) вторая (скв. 230/231) третья (скв. 240/241)
Запасы, тыс.т: геологические 125 222 200
извлекаемые 88 155 140
Накопленная добыча нефти на 01.07.15 г., тыс. т 53,8 89,1 54,2
КИН: расчетный 0,7 0,7 0,7
текущий 0,470 0,401 0,271
Степень выработки запасов, % НИЗ 67 57 39
Темп отбора запасов за 2015 г., %ТИЗ/НИЗ 16,8/5,8 16,3/7,5 11,7/4,8
Примечание. КИН - коэффициент извлечения нефти; НИЗ, ТИЗ - соответственно, начальные и текущие извлекаемые запасы.
нефти) вязкость начала увеличиваться. Ограничение давления нагнетания пара до 1-1,5 МПа из-за небольшой глубины скважин сдерживает повышение темпов его закачки и отбора нефти по Ашальчинскому месторождению. В настоящее время скважинные насосы (в основном подачей 125-160 м3/сут) работают при давлении на приеме, равном в среднем 0,5 МПа, и температуре на приеме около 110 °С.
Результаты работ многих исследователей показывают, что свойства нефти изменяются в пределах одного месторождения как по площади, так и по разрезу. Большинство исследователей связывают увеличение плотности и вязкости нефти от кровли к подошве пласта с изменением ее состава вследствие гравитационной дифференциации. Под действием силы тяжести наиболее тяжелые компоненты - смолы и асфальтены - скапливаются в пониженных участках пласта, в результате чего вязкость и плотность нефти оказываются здесь более высокими.
Изменение состава пластовой нефти в процессе эксплуатации месторождения по мере истощения нефтеносного пласта вызвано несколькими причинами: снижением пластового давления и выделением газа; гидродинамическим адсорбционным разделением нефти при ее движении по пласту и выходе в добывающую скважину; биодеградацией под действием пластовой микрофлоры; растворением компонентов в омывающей нефть воде и окислением внесенным в пласт с закачиваемой водой (в рассматриваемом случае паром) кислородом [10].
Имея уже достаточно длительную историю добычи СВН на Ашальчинском месторождении, можно оценить насколько неоднороден данный объект. Проведя достаточно широкий анализ статистически накопленных данных, авторы попытались построить так называемую «карту вязкости» Ашальчинского месторождения, чтобы наглядно показать выявленную неоднородность в распределении свойств СВН по площади (рис. 2). Карта построена исходя из средних значений вязкости, измеренной при температуре 20 °С по каждой скважине.
Изменения свойств нефти по площади залежи обусловлены изменением ее состава. Компонентами
Рис. 1. Зависимость вязкости обезвоженной СВН от накопленной добычи СВН на примере скв. 232
Результаты статистического анализа исследуемых параметров СВН, отобранных с устьев скважин, с использованием двустороннего знакового критерия тренда Кокса и Стюарта показали, что наблюдается статистически значимый возрастающий тренд вязкости СВН. На рис. 1 на примере скв. 232 представлена зависимость вязкости обезвоженной СВН, измеренной при температуре 20 °С, от накопленной добычи СВН. Из него видно, что по мере выработки запасов вязкость СВН увеличивается, т.е. сначала добывается менее вязкая нефть, а затем, по мере увеличения температуры и прогрева пласта, начинает работать весь объем пласта, притекает нефть с более высокой вязкостью, средняя вязкость нефти возрастает. Это свидетельствует о занижении вязкости СВН, определенной при опробовании и освоении скважин на стадии геологоразведочных работ и подсчета запасов нефти.
Закачка растворителя в объеме 111 т в 2012 г. в скв. 231 по технологии [5] вызвала увеличение приемистости по пару и соответственно дебита нефти. При этом вязкость нефти снизилась до первоначальных значений и стабилизировалась. По мере выработки запасов (после отбора около 40 тыс. т Рис. 2. Условная карта вязкости Ашальчинского поднятия Ашальчинского месторождения
нефти, наиболее сильно влияющими на плотность, вязкость, коэффициент светопоглощения, являются ас-фальтены и смолы.
Проведенный статистический анализ СВН Ашаль-чинского месторождения на содержание в ней асфаль-тенов, смол и серы показал, что для большинства проб нефти характерен убывающий тренд изменения концентрации асфальтенов и серы и, напротив, возрастающий тренд изменения концентрации смол. Наличие убывающего тренда концентрации асфальтенов в СВН можно объяснить их низкой фазовой устойчивостью к осаждению, о чем также свидетельствует соотношение концентрации в ашальчинской СВН смол и асфальтенов (по анализу состава СВН исследуемых в данной работе скважин данное соотношение изменяется от 2,19 до 9,26). В связи с этим снижение концентрации асфальтенов во времени можно объяснить частичным выпадением асфальтенов в пласте и на деталях оборудования.
При значительном содержании в нефти асфальтенов нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов и смол. С возрастанием концентрации асфальтенов предельное динамическое напряжение сдвига увеличивается.
Обобщая результаты временных трендов и корреляционного анализа можно сделать следующий вывод: за время эксплуатации скважин вязкость нефти повышается с одновременным снижением концентрации ас-фальтенов. Существенное отличие смол от асфальте-нов заключается в их растворимости во всех углеводородах нефти, причем смолы сами являются растворителями асфальтенов и той средой, которая обеспечивает переход от полярной части нефти к неполярной.
Возможность улучшения качества добыв
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.