РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 665.61(470.41) © Коллектив авторов, 2013
Температурно-вязкостные характеристики сверхтяжелой нефти Ашальчинского месторождения1
Г.П. Каюкова, д.х.н., Г.В. Романов, д.х.н.,
(Институт физической и органической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН) И.М. Абдрафикова, С.М. Петров, к.т.н.,
(Казанский национальный исследовательский технлогический университет)
Адреса для связи: kayukova@iopc.ru, nofretary@mail.ru
Ключевые слова: сверхтяжелая нефть, реология, вязкость, химический тип, парафины, смолисто-асфальтеновые вещества.
Temperature viscosity features of extra heavy oil of the Ashalchinskoye field
G.P. Kayukova, G.V Romanov (A.E. Arbuzov Institute of Organic and Physical Chemistry, Kazan Scientific Centre of RAS, RF, Kazan), I.M. Abdrafikova, S.M. Petrov (Kazan National Research Technological University, RF, Kazan)
E-mail: kayukova@iopc.ru, nofretary@mail.ru
Key words: extra heavy oil, rheology, viscosity, chemical type, wax, resin-asphaltene substances.
It is revealed the variation of the viscosity of samples from a variety of extra-heavy oil wells Ashalchinskoye field at different temperatures and shear stresses. It is shown that the degree of structure and mechanical strength of the oil systems, as well as the variation of these properties with decreasing temperature is largely determined by their chemical composition, reflecting the degree of their natural transformations.
Целенаправленное изучение сверхтяжелых высоковязких нефтей и природных битумов пермской системы в Республике Татарстан начато в 1970 г. Опытно-промышленная разработка с применением тепловых методов осуществлялась на Сугушлинском, Мордово-Кармальском, Ашальчинском, Горском и других месторождениях. С 1978 г полигоном для отработки новых технологий добычи стали Мордово-Кармальское и Ашальчинское месторождения, на которых в 1992 г. годовая добыча сверхтяжелой нефти достигла 23 тыс. т. Однако в 1993 г. Ашальчинское месторождение было законсервировано и вновь введено в разработку в июне 2001 г. В 2006 г ОАО «Татнефть» возобновило опытно-промышленную эксплуатацию месторождения по собственной парогравитационной технологии с использованием горизонтальных скважин [1-3]. В настоящее время благодаря применению термогравитационного метода добыча нефти составляет 53 т/сут и более [4].
Ашальчинское месторождение расположено на западном склоне Южно-Татарского свода, где в верхней части разреза уфимского яруса верхней перми (средняя глубина не превышает 110 м от земной поверхности) в песчаниках шешминского горизонта (уфимский ярус) во многих скважинах получен приток сверхтяжелой нефти промышленного значения. Нефте- и битумовме-щающими породами являются песчаники мелко- и среднезерни-стые, высокопористые, рыхлые. Степень их насыщения углеводородным флюидом интенсивная, особенно в верхней части разреза, где битумонасыщенность может составить 12-15 % и более. Толщина продуктивной части разреза достигает 34 м. Природные битумы пермских отложений Татарстана - типичные представители сверхтяжелых нефтей и мальт с высоким содержанием ароматических углеводородов и смолистоасфальтеновых соединений [2]. По данным работы [3] плотность нефти в пределах Ашальчинского месторождения изменяется от 951 до 1070 кг/м3, вязкость при пластовой температуре 8 °С достигает 44027 мПа-с,
массовая доля смол составляет от 20,2 до 91,5 %, асфальтенов - от 6,5 до 18,1 %, парафина - от 0,09 до 0,7 %. Добыча, транспорт и переработка такого тяжелого углеводородного сырья связана с определенными сложностями, обусловленными особенностями их состава и отличительных свойств, в частности, реологических.
В связи с неоднородностью состава и свойств нефтяных объектов по площади и разрезу Ашальчинского месторождения, необходимо было провести исследования изменения реологических свойств в зависимости от температуры. Эти данные важны не только при выявлении химической природы нефти, но и при адаптации современных тепловых технологий ее добычи и подготовки к конкретным условиям разрабатываемого объекта. Были рассмотрены тяжелые нефти из разных скважин коллекторов пластового типа и экстракты из пород продуктивной толщи уфимского яруса пермской системы (табл. 1).
Реологические свойства образцов сверхтяжелой нефти из скв. 82 и 75 и экстрактов из нефтенасыщенных пород (скв. 458) из интервала глубин 97-105 м исследовали на ротационном вискозиметре «Реотест-2» по ГОСТ 25276-82 с использованием коаксиальных цилиндров, обеспечивающих высокую однородность напряженного состояния исследуемых образцов. Температура изменялась от 10 до 90 °С. Определение кинематической и расчет динамической вязкости проводили по ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94). Динамическая вязкость исследованных объектов при различных температурах и постоянном напряжении сдвига приведена в табл. 2, из которой следует, что вязкость возрастает при снижении температуры. Тем не менее для исследованных образцов нефтей наблюдаются различия в температурных интервалах начала увеличения их вязкости. Так, вязкость наиболее легкой нефти из скв. 82 повышается в области температур 30-40 °С, для других нефтей - в области более высоких температур (50-60 °С), что связано с особенностями состава нефтей. Нефть из скв. 82 Ашальчинского месторождения характеризуется достаточно вы-
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 12-05097027 «Поволжье» / 2012.
Таблица 1
Массовое содержание, %
Номер Глубина отбора пробы, м Массовое содержание экстрактов, % Плотность при Содержание углеводородов (масел)
скважины температуре 20 0С, г/см3 массовое Б % общ' УО-порфиринов, мг/100г СБ ССБ асфальтенов
Добываемые нефти
82 75-97,6 - 0,9472 2,84 36,9 65,4 17,2 10,7 6,7
75 73-77 - 0,9779 4,13 76,1 62,2 18,6 11,3 7,9
Экстракты из пород
458 97 13,8 0,9753 4,80 99,2 52,3 27,1 13,9 6,7
458 98 11,6 0,9837 4,79 103,5 51,5 27,9 13,9 6,7
458 105 13,9 0,9789 4,20 66,6 51,5 24,5 13,5 10,5
4796 1170-1177 5,4 0,9544 3,66 69,3 57,2 25,3 8,7 8,8
Примечания. 1. Скв. 4796 пробурена на турнейский ярус, остальные -зольные. 3. МО-порфирины - ванадиевые порфирины.
сокими плотностью и содержанием масел (см. табл. 1). Отличительной особенностью этой нефти является присутствие в ее составе н-алканов. По относительному распределению алканов нормального и изопреноидного строения нефть по классификации АлА Петрова [5] относится к химическому типу А2 (рис. 1, а).
Исходя из табл. 2 более высокой вязкостью обладают нефтяные экстракты из пород (скв. 458) с глубин 97, 98 и 105 м и добываемая пластовая нефть из скв. 75, относящиеся к химическому типу Б2 (см. рис. 1, б). В отличие от менее вязкой нефти типа А2 (скв. 82) в нефти из скв. 75, так же как и в экстрактах из пород, практически отсутствуют н-алканы и фракции легких углеводородов, что повышает их плотность. В них более высокое содержание серы, Ю-порфиринов и смолистоасфальтеновых веществ. На хроматограмме, приведенной на рис. 1, б, видны четкие пики, принадлежащие алканам изопреноидного строения, среди которых преобладают пристан (С^) и фитан (С20). В более высокомолекулярной области видны пики, свидетельствующие о наличии в составе нефти полициклических алка-нов: адиантана (Сзд) и гопана (С30).
Главной причиной повышения вязкости различных нефтей при постоянной температуре является увеличение в их составе содержания парафинов и смолистоасфальтеновых веществ, отличающихся высокими молекулярными массами и сложным строением. Поскольку различия в содержании смол и асфальте-нов для нефтей двух типов из скв. 82 и 75 не столь существенны (см. табл. 1), можно полагать, что характерные различия в температурных зависимостях вязкости обусловлены главным образом наличием или отсутствием в их составе углеводородной части н-алканов. В составе экстрактов из пород (скв. 458) более
на уфимский. 2. СБ - смолы бензольные, ССБ - смолы спирто-бен-
Таблица 2
Темпе- Динамическая вязкость флюида, мПас, из скважины
ратура, 0С 82 (образец I) 75 (образец 2) 458 (глубина 97 м, образец 3) 458 (глубина 105 м, образец 4)
10 3353 21498 70699 82770
20 1314 6880 19460 22620
30 478 2554 6138 7065
40 254 1073 2295 2612
50 142 497 1221 1174
60 85,2 268 584 592
70 53,8 154 301 -
80 36,7 91,6 174 -
95 - 47,6 85,6 -
40 % приходится на смолистоасфальтеновые компоненты, что влияет и на реологические свойства, по которым экстракты отличаются от нефтей.
Несмотря на заметные различия в компонентном составе и физико-химических свойствах, практически все исследованные образцы представляют собой сложно структурированные системы, обладающие как внешними, так и внутримолекулярными слабо построенными структурами, влияющими на их реологические свойства [6-8]. Различный характер деформаций в исследуемых образцах виден из зависимостей динамической вязкости нефтей от напряжения сдвига при температуре от 10 - 90 °С (рис. 2). Общая динамика разрушения струк-
Рис. 1. Хроматограммы различных типов нефтей из песчаников уфимского яруса:
а - скв. 82, глубина 75-97,6 м (тип А2); б - скв. 75, глубина 73-77 м (тип Б2); П - пристан С19; Ф - фитан С20; А - адиантан С29; Г -
гопан С30.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09'2013 45
Рис. 2. Зависимость динамической вязкости от напряжения сдвига при различной температуре для ашальчинской нефти типа А2 из скв. 82 (а), типа Б2 из скв. 75 (б) и 458 (в)
тур образцов наблюдается уже при температурах 20-30 °С и незначительных напряжениях сдвига 70-100 Па. Различия в характере изменения динамической вязкости могут объясняться их разным строением, что определяет несколько различный механизм структурирования этих сложных нефтяных систем. Так, кристаллы парафина в нефти из скв. 82 могут выступать в качестве зародышеобразователей в нефтяной дисперсной системе, что способствует появлению сложных надмолекулярных образований. Это обусловливает различие в изменении структурно-механических свойств данной нефти по мере понижения температуры застывания системы.
Вторичное разрушение внутримолекулярных структур отмечено при температуре 55-75 °С, что близко к температуре плав
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.