УДК 622.276.1/.4"712.!
ка и эксплуатация нефтяных месторождений
© Коллектив авторов, 2004
Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения
РС. Хисамов (ОАО «Татнефть»), И.Н. Файзуллин, В.Ф. Шарафутдинов (НГДУ «Иркеннефть»), Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганеева, Т.Р Фосс, Д.В. Сараев, Г.В. Романов (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КНЦ РАН)
Dynamics of an oil disperse structure at a late stage of Romashkinskoye deposit development
R.S.Khisamov (Tatneft OAO), I.N.Fajzullin, V.F.Sharafutdinov (Irkenneft NGDU), T.N.Yusupova, Yu.M.Ganeeva, T.R.Foss, D.V.Saraev, G.V.Romanov (Arbuzov institute of organic and physical chemistry KNTs RAN)
Химический состав нефти обусловливает особенности эксплуатации месторождений, поскольку в течение длительной разработки и воздействия на залежь изменяются свойства флюида в пластовых условиях и закономерности его движения. На основе комплексного исследования химического состава, физико-химических, реологических и диэлектрических свойств нефтей Абдрахманов-ской площади Ромашкинского месторождения установлено наличие в них кристаллической фазы высокомолекулярных парафинов и крупных ассоциатов смоли-стоасфальтеновых веществ, резко увеличивающих вязкость. Описаны типы структурных образований с различным поведением при температуре 30-50 оС.
Трудности разработки длительно эксплуатируемых месторождений во многом определяются аномалиями реологических свойств нефти, которые вызваны повышенными концентрациями смолисто-асфальтеновых компонентов и высокомолекулярных парафиновых углеводородов, склонных к ассоциативным межмолекулярным взаимодействиям и образованию твердых фаз. Кроме того, длительная закачка холодной воды привела к охлаждению пластов до критических температур кристаллизации высокомолекулярных парафинов.
Практически все изменения состава и свойств нефти влияют на технологические показатели добычи [1]. Различные условия эксплуатации (длительность закачки, минерализация и температура вытесняющей воды) приводят к образованию вязких нефтей различного состава. Динамика структурных превращений в нефтях на поздней стадии разработки практиче-
Presence of a crystal phase of high-molecular paraffins and large associates of resin-asphalt substances is established. Types of structural formations with their different behaviour at temperature 30 - 50 °C are described. Ten oils of Devonian sediment of Abdrakhmanovskaya area of Romashkinskoye deposit are investigated. The different response of structural formations is established at temperature rise.
ски не изучена, не существует модели физико-химических механизмов структурного упорядочения при увеличении концентрации смолистоасфальтеновых компонентов и высокомолекулярных парафинов. В связи с этим целью данной статьи является исследование структурных превращений в остаточных после длительного заводнения нефтях на основе выявления особенностей и взаимосвязей химического состава, физико-химических, диэлектрических свойств и реологического поведения.
Для исследования было отобрано 10 образцов нефти из девонских отложений Абдрахмановской площади Ромашкинско-го месторождения. Все пробы добываемой продукции представляли собой эмульсии вода в нефти. Содержание воды контролировалось методом термического анализа. Для обезвоженных нефтей по стандартным методикам определены плотность при температуре 20 °С р20 и кинематическая вязкость V (табл. 1), содержание остатков асфальте-нов, масел, бензольных и спиртобензольных смол. Методом газожидкостной хроматографии изучен углеводородный состав неф-тей. Структурно-групповой состав средней молекулы нефти охарактеризован ме-
тодом ИК Фурье спектроскопии. Реологические свойства нефтей изучались на приборе «Реотест-2» в интервале скоростей сдвига V от 3 до 1312 с-1 при температуре 30, 40 и 50 °С. Комплексный анализ данных структурно-группового, углеводородного и компонентного составов, а также данных о плотности и вязкости показал, что нефти Абдрахмановской площади являются окисленными, содержат меньшее количество низкомолекулярных и большее количество высокомолекулярных парафинов и нафтеноароматических углеводородов.
Нефти, резко различающиеся по вязкости (от 12,09-10"6 до 55, 68-10"6 м2/с), не имеют существенных отличий в структурно-групповом и фракционном составах. Кроме того, нельзя говорить об однозначном влиянии концентрации отдельных компонентов исследуемых нефтей на их свойства. Так, нефть образца № 10 отлича-
Таблица 1
Горизонт Пласт Номер скважины вшаиБГ ЕШ
д. а 14240 0,8940 46,97
Д. б, 13948 0,9180 55,68
Д. 62 18919 0,8708 20,81
Д. бз 18916 0,8634 12,89
Д. П 3290 0,8642 13,67
Д. г2 13835 0,8946 43,57
Д. г3 14272 0,8813 28,94
Д. г3+Д 14273 0,8695 19,12
Мулинский д. 3421 0,8788 22,15
Старооскальский Дз 714д 0,8450 12,09
7/2004 55
Рис. 1. Зависимость динамической вязкости нефтей ц при температуре 30 °С от соотношения содержания смол и асфальтенов (арабские цифры показывают номер образца нефти)
ется самой низкой вязкостью при самой низкой концентрации асфальтенов (2,21 %) и самом высоком содержании углеводородов (85,56 %), тогда как нефть образца № 9 содержит наибольшее количество асфальтенов (8,46 %) при низком содержании углеводородов (75,64 %) и обладает средней вязкостью (22,15-10-6 м2/с), а самая вязкая нефть образца № 2 содержит небольшое количество асфальтенов (4,73 %). Все это свидетельствует о различном влиянии на нефтяные системы изменения условий их существования, что связано в первую очередь с различной структурной организацией нефтяной дисперсной системы (НДС).
Компонентный состав исследуемых нефтей рассмотрен с точки зрения дисперсного строения. Охарактеризованы содержание дисперсионной среды D1 (бензины+масла), плотность дисперсионной среды D2 (бензины/масла), доля ас-фальтенового ядра Т (асфальтены/смо-лы+асфальтены) и толщина сольватной оболочки (смолы/асфальтены) в дисперсной фазе (табл. 2).
На основании статистической обработки данных о взаимосвязи характеристик состава нефтей и их физико-химических свойств выделены два типа структурных образований, влияющих на ухудшение физико-химических свойств нефтей. Для одного типа нефтей (образцы № 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10) увеличение плотности и вязкости
Таблица 2
Толщина сольватной
шж Ш ■а оболочки (смолы/асфальтены)
66,72 0,34 0,30 2,33
77,19 0,13 0,19 4,30
70,15 0,54 0,20 4,00
77,72 0,54 0,16 5,38
74,22 0,57 0,15 5,80
12,"В 0,30 0,26 2,86
67,74 0,46 0,30 2,33
73,75 0,52 0,24 3.13
71,76 0,44 0,38 1,66
81,76 0,69 0,15 5,53
обусловлено в основном изменением соотношения в них углеводородной составляющей (бензины+мас-ла) и смолистоасфальтеновых компонентов. Образцы нефтей № 1, 2 и 6 традиционным зависимостям не подчиняются (рис. 1). Вероятно, в таких нефтях дисперсная фаза образована с участием кристаллов твердых парафинов. В связи с этим исследовано реологическое поведение таких нефтей.
Информацию о структуре ассоци-атов дисперсной фазы можно получить, анализируя изменения кривых течения при увеличении температуры. Для основной массы нефтей повышение температуры на 10-20 °С приводит к смещению области аномалии вязкости в область малых скоростей сдвига, а в некоторых случаях - к ее полному исчезновению. Иными словами, при повышении температуры ассоциаты дисперсной фазы разрушаются, что сопровождается соответственно образованием либо менее прочных структур, либо более плотных структурных образований, занимающих небольшой объем в дисперсионной среде. Такое поведение ассоциатов характерно для дисперсной фазы НДС, образованной смолистоасфальтеновыми веществами. Большие агрегаты асфальтенов образуются при «десорбции» молекул смол с поверхности асфальтенов. Изменение степени сольватации, по мнению авторов работ [2, 3], связано с фазовым переходом в молекулярной системе асфальтены/смо-лы по двум возможным механизмам: 1) в результате фазового перехода I рода между плотно упакованными и слабо связанными структурами в адсорбированных слоях смол; 2) при изменении поверхностной энергии асфальтенов в результате фазового перехода в их внутренней молекулярной структуре.
Особенности дисперсного строения образца нефти № 2 заключаются в том, что при средних значениях доли ядра в сложной структуре и доли дисперсионной среды средней плотности вязкость самая высокая. Углеводородный состав этой нефти выделяется из всех исследуемых нефтей самым низким отношением доли низкомолекулярных нормальных парафинов к доле высокомолекулярных, а также наличием нормальных парафиновых углеводородов Сз0-Сз6. При термическом анализе асфальтенов из этой нефти фиксируется пик плавления парафинов (при температуре плавления Гш=80 °С). Присутствие твердых парафинов в ас-фальтенах, которые осаждались горячим гептаном и неоднократно отмывались
этим растворителем, растворялись в бензоле и переосаждались, а также, несомненно, завышенная температура плавления свидетельствуют о том, что в процессе длительной закачки в пласт холодной воды произошла кристаллизация парафинов. На них адсорбировались формирующиеся агрегаты асфальтенов, в результате параметры взаимодействия существенно изменились, образовались прочные структуры и вязкость нефти значительно воз-расла.
Образцы нефти № 6 и 1 отличаются от образца № 2 заметно большей долей ас-фальтенового ядра при одинаковой доле дисперсионной среды такой же плотности. Анализ кривых течения этих нефтей свидетельствует о наличии области резкого разрушения структуры нефти при нагревании, что может обусловливаться образованием при низких температурах непрочных пространственных сетчатых структур. Прочность последних при повышении температуры значительно снижается в результате такого фазового перехода, как плавление высокомолекулярных парафинов. О повышенном содержании твердых парафинов свидетельствуют данные газожидкостной хроматографии. Однако при этом высокомолекулярные парафины не окружены слоем асфальтенов. Вероятно, охлаждение пласта до температуры кристаллизации парафинов произошло уже после образования в нефти крупных агрегатов асфальтенов, которые не могут
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.