Региональный Координационный Научно-Технический «Нефтяная долина» Гуторов Ю. А., А. Ю. Гуторов Управление реологическими свойствами углеводородов в пластовых условиях 2 014 г
|
Скачать 4.98 Mb.
|
|
2.5 Динамика физических свойств и состава пластовых нефтей в процессе разработки нефтяных месторождений Многие крупные и средние месторождения платформенного типа Волго-Уральской нефтегазоносной провинции находятся на поздней стадии разработки. Фактические показатели разработки большинства месторождений оказываются хуже проектных. Величина отклонений фактических показателей от проектных при использовании заводнения тесно связана со свойствами пластовой нефти. Так, фактические коэффициенты нефтеотдачи девонских залежей с легкой нефтью ниже проектных на 3-5 %, а залежей терригеной толщи нижнего карбона с высоковязкой нефтью — на 15-17 %. В процессе заводнения свойства и состав пластовой остаточной нефти изменяются преимущественно из-за растворения и уноса некоторой части газа вытесняющей водой. Остаточная нефть более тяжелая, содержит меньше растворенного газа и других активных водорастворимых компонентов, например нафтеновых кислот. Все это следует учитывать при проектировании и применении методов воздействия на пласты с целью извлечения остаточных запасов нефти. Заметное изменение свойств и состава пластовой туймазинской нефти в начальный период заводнения впервые обнаружено Шустефом Н.Д. и Ивановой А.Н. в 1956 году. Впоследствии планомерным изучением различных аспектов этой проблемы занимались Намиот А.Ю., Бондарева М.М., Глумов И.Ф., Амерханов И.М., Шейх-Али Д.М., Велихова В.Ф., Малышев Н.А., Лейбин Э.Л., Ярышев Г.М., Шилов В.И., Галеева Р.К., Березин В.М., Гизатуллина В.В., Ярыгина B.C., позднее — Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З., Абрамов И.В., Романов Г.В. и др. Исследования под руководством Глумова И.Ф. и Амерханова И.М. показали существенное снижение газового фактора и давления насыщения нефти газом, а также повышение плотности и вязкости нефти после контактирования с пресной нагнетаемой водой. Так, после контактирования нефти с 36 объемами воды газовый фактор снизился с 57,9 м3/м3 до 35,2 м3/м3, а давление насыщения газом — от 8,5 МПа до 2,3 МПа. После контактирования с водой происходит существенное изменение состава растворенного газа: из нефти в воду переходит азот, более половины содержащегося в нефти метана и часть других легких углеводородных газов. Амерханов И.М. считает, что с ростом обводненности продукции добывающей скважины до 75-80 % изменения всех параметров пластовой нефти носят линейный характер, изменяются плавно. С дальнейшим ростом обводненности темп изменения свойств намного увеличивается. Так, при 90 % обводненности параметры свойств нефти изменяются в 1,5-1,7 раза и больше. С ростом минерализации воды уменьшается растворимость газов в воде. Это снижает темп изменения параметров пластовой нефти при контактировании с минерализованной водой. Свойства нефти изменяются нелинейно от кратности контактирования нефти с водой. Причем значительные изменения параметров отмечаются при кратности контакта до 10-15, в дальнейшем кривые выполаживаются. Так, при увеличении объема попутной воды к единице добываемой нефти до 15 газовый фактор в зависимости от абсолютного значения снижается от 8 % до 75 %, давление насыщения газом — от 33 % до 70 %, вязкость нефти повышается от 25 % до 52 %. При дальнейшем увеличении этого соотношения от 15 до 30 газовый фактор и давление насыщения нефти газом снижаются от 3 % до 22 % и от 15% до 26%, а вязкость нефти повышается от 13 % до 22 %. Экспериментальные исследования Шейх-Али Д.М., Галеевой Р.К. и Леванова Ю.Б. закономерностей взаимодействия пластовых нефтей Сергеевского, Шкаповского, Туймазинского и Арланского месторождений подтвердили эти выводы. Так, газовый фактор пластовой нефти Сергеевского месторождения снизился с 58,5 м3/т до 50 м3/т, а давление насыщения нефти газом — с 9,7 МПа до 8,7 МПа в пробе нефти с 70 % объемным содержанием воды. Шейх-Али Д.М. на основе исследований 26 проб пластовых нефтей в начальный период разработки Сергеевского месторождения показал, что среднее значение газового фактора составляет 63,6 м3/т, а по 10 представительным пробам на поздней стадии — 59,4 м3/т, то есть снизился на 4,2 м3/т. В связи со снижением газового фактора среднее значение плотности нефти повысилось от 800 кг/м3 до 805 кг/м3, а вязкость — от 2,60 мПа∙с до 2,85 мПа∙с. Объемное содержание азота и метана в газе по 26 скважинам в 1955-1958 гг. составило 9,2 % и 36,7 % соответственно. Изучение состава растворенного газа по 15 скважинам в 1973-1975 гг. показало снижение объемного содержания азота до 8,0 %, а метана — до 31,5 %. Представительные пробы пластовой нефти из скв. 324 Сергеевского месторождения изучены в 1967-1990 годах. По данным Шейх-Али Д.М., за 23 года разработки этого месторождения газовый фактор нефти снизился от 61,4 м3/т до 53,9 м3/т, объемное содержание диоксида углерода — от 1,0 % до 0,3 %, азота — от 3,9 % до 2,8 %, метана — от 13,7 % до 11,2 %, а давление насыщения газом — от 10,10 МПа до 8,14 МПа. Изменения свойств и состава пластовых нефтей в процессе разработки месторождений обусловлены диффузией в нефть в большей степени азота и метана и тесно связаны с условиями вытеснения водой. Шейх-Али Д.М. выявил, что значительные изменения состава газа и свойств нефти происходят при непосредственном контакте в пласте нефти с водой и высоком относительном движении фаз. В этом случае достигается многократное контактирование остаточной нефти с вытесняющей водой. Утяжеление остаточной нефти происходит из-за потерь газовой фазы и, в первую очередь, азота и метана. Расчеты параметров физических свойств пластовой нефти и растворенного газа горизонта Д-I Туймазинского месторождения, выполненные Шейх-Али Д.М., после десятикратного контактирования ее с водой показали следующие результаты: газовый фактор нефти уменьшается с 56,6 м3/т до 45,1 м3/т за счет снижения объемного содержания азота с 4,0 % до 1,8 % и метана — с 11,8 % до 7,2 %. При этом давление насыщения нефти газом снижается с 8,93 МПа до 4,32 МПа. Плотность нефти повышается с 805 кг/м3 до 815 кг/м3, а вязкость — с 2,70 мПа∙с до 3,43 мПа∙с. Аналогичные закономерности изменения свойств пластовой нефти и состава газа установлены и для Арланского месторождения. По результатам исследований определено, что после десятикратного контактирования нефти с водой газовый фактор снижается с 12,6 м3/т до 3,4 м3/т. При этом нефть лишается азота и метана. Объемное содержание азота уменьшается в семь раз, а метана — вдвое. Уменьшение газового фактора и содержания компонентов газа с наиболее высокой упругостью насыщенных паров приводит к восьмикратному снижению давления насыщения нефти газом и к повышению вязкости с 31,6 мПа∙с до 39,1 мПа∙с, то есть на 23,7 %. Шейх-Али Д.М. на основе наблюдений в период с 1956 по 1995 год выявил, что на Арланском месторождении отмечалось существенное снижение газового фактора нефти. Так, газовый фактор нефти на Арланской и Ново-Хазинской площадях снизился в среднем с 14,0-14,1 м3/т в период ввода в разработку, до 7,3-7,6 м3/т — в последние годы; на Николо-Березовской площади - с 12,5 м3/т до 5,0 м3/т. Измерения на замерных установках на Арланской и Николо-Березовской площадях показали, что газовые факторы добываемой из скважин воды составляют 0,5-1,1 м3/т. При этом объемное содержание азота и метана в составе сепарации воды оказались равным 63,1 % и 14,7 % соответственно. Причем содержание азота в воде в 1,5 раза превышало содержание его в попутном газе нефти на начальной стадии разработки этих площадей. Исследования Ярышева Г.М., Шилова В.И. и Грицая А. И. динамики состава попутного газа при разработке Самотлорского, Федоровского и Правдинского месторождений в Западной Сибири; Белиховой В.Ф., Лейбина Э.Л. и Малышева-Н.А. — месторождения Узень в Западном Казахстане; Рагимова О.Л., Рафибейли Н.М. — месторождений Азербайджана подтверждают выводы о растворении значительного количества легких углеводородов и азота в нагнетаемой воде в процессе разработки залежей. В процессе разработки залежей при заводнении происходят значительные изменения состава пластовых нефтей. Проведенные под руководством Романова Г.В. исследования состояния остаточных нефтей месторождений Татарстана указывают, что нефтеотдача заводненных нефтяных пластов зависит не только от коллекторских свойств и состава нефтевмещающей породы, но и от состава и свойств остаточных и добываемых нефтей. При заводнении вытесняются преимущественно легкие углеводороды. Закачиваемая вода содержит кислород, оказывающий окисляющее действие. На состояние остаточной нефти могут оказывать действие микроорганизмы. Закачка воды в пласт способствует развитию аэробных бактерий, продукты жизнедеятельности которых способствуют активизации анаэробных, в частности, сульфатредуцирующих. Отсюда следует вывод о возможности развития процессов осернения остаточных нефтей на залежах с увеличением продолжительности заводнения. С увеличением возраста и глубины залегания нефтевмещающих пород изменение состава и свойств происходит с определенной закономерностью: чем глубже залегает нефть, тем она легче, и тем меньше в ней серы, смолисто-асфальтеновых компонентов, но больше легких фракций. Это соотношение для добываемых нефтей выражается рядом 12,5—8,1—6,4 и в остаточных нефтях больше связано с возрастом вмещающих пород, чем с осернением вследствие заводнения. Однако, независимо от возраста нефтевмещающей породы, для остаточных нефтей характерно более высокое содержание масляных компонентов и пониженное масляно-углеводородных. Это связано с отсутствием в них легких углеводородов. Несмотря на длительное заводнение, в остаточных и добываемых нефтях девонских отложений масляной составляющей больше, чем в нефтях карбона в начале процесса разработки залежей. В то же время для остаточных нефтей с более низким содержанием масляно-углеводородной части характерно повышенное содержание по сравнению с добываемыми нефтями смолисто-асфальтеновых компонентов. На примере Азнакаевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения Татарстана установлено негативное действие заводнения при формировании остаточных нефтей, связанное с отложением парафинов. Обнаружено, что парафиноотложения ограничиваются лишь верхней частью пласта вблизи нагнетательного ряда скважин. При этом в нижней промытой зоне парафиноотложение не отмечено. Это связано с закачкой больших объемов холодной воды, что привело к понижению температуры в верхней части и способствовало выпадению твердых парафинов и подтверждается результатами анализа содержания алканов в скважинах Азнакаевской площади. Так, в промытых слоях доля высокомолекулярных парафинов нормального строения по отношению к массовому содержанию алканов составляет 52-55 %, а в верхних прослоях пласта количество твердых углеводородов увеличивается до 95 %. Такие особенности состава нефтей, как высокая доля смолисто-асфальтеновых компонентов, осернение нефти, наличие микроэлементов, обусловили процесс обогащения нефтей залежей карбона и перми Татарстана металлами, в частности ванадием. Содержание ванадия достигает 1 кг/т нефти. Следствием является тесная связь между содержанием смол, асфальтенов, серы с содержанием ванадия, ванадия-порфиринов, никеля с коэффициентами корреляции 0,80-0,96. Установлено, что до 50 % ванадия, содержащегося в асфальтенах, входит в ядро асфальтеновых частиц, в то время как более 80 % никеля связано с низкомолекулярными фракциями асфальтенов. Все эти процессы изменяют состав и свойства остаточной нефти. Остаточная нефть становится более тяжелой и вязкой из-за потери легких алканов вследствие преимущественного их вытеснения из пласта наряду с другими неполярными компонентами. Это приводит к накоплению в пласте смолисто-асфальтеновых компонентов. Изменения в химической природе нефтей пермских отложений Татарстана в сторону утяжеления фракционного состава связаны с удалением до 40 % легких фракций вследствие выветривания и биохимического преобразования. Биохимическое преобразование тяжелой нефти сопровождается деструкцией лабильных серо- и азотосо-держащих связей высокомолекулярных структур с последующей их «сшивкой». В результате снижается содержание масел с 54 % до 10 % и увеличивается втрое (с 11 % до 34 %) содержание спирто-бензольных смол и от 10 % до 38 % — асфальтенов. Все это повышает сорбционную способность, приводит к изменениям состояния углеводородов в пласте и, в конечном счете, влияет на полноту его извлечения. Остаточные нефти в значительной степени лишены легких углеводородов как нормального, так и изопреноидного строения из-за преимущественного извлечения легкой подвижной нефти в процессе заводнения пласта, а также относительно высокой растворимости изомерных алканов в воде. В случае с остаточными нефтями высокие потери легких углеводородов могут быть вызваны парафиноотложениями и микробиологическим окислением. Таким образом, в процессе разработки месторождений свойства остаточной нефти и состав растворенного газа при заводнении изменяются. Путем диффузии часть растворенного газа, а конкретнее труднорастворимые в нефти компоненты с высокой, упругостью насыщенного пара — азот и метан — переходят при контактировании в вытесняющую воду. Причем нефть обедняется этими компонентами тем быстрее, чем выше кратность контактирования с водой, меньше минерализация воды, выше разность концентрации азота и метана в нефти и контактирующей с ней воде. Высокое содержание в нефти высокомолекулярных асфальтеносмолистых веществ ускоряет диффузию азота и метана из-за ухудшения растворимости этих компонентов в нефти. В итоге снижается ее давление насыщения газом, повышаются плотность и вязкость остаточной нефти. Относительное содержание высокомолекулярных компонентов в составе нефти повышается, происходит ее утяжеление. Выше было отмечено, что при переходе от залежей в девонских к залежам в каменноугольных и пермских отложениях в составе нефти растет, содержание высокомолекулярных компонентов, а в составе газа повышается содержание азота. Отсюда следует, что при разработке залежей верхних отложений при заводнении рассмотренные выше процессы ускоряются. Параметры свойств и состава нефтей изменяются быстрее. В процессе разработки залежей при заводнении изменяется состав остаточной нефти не только вследствие удаления газовых компонентов, но и из-за притока кислорода в пласт вместе с закачиваемой водой и развития микробиологических процессов. Все это способствует осернению и утяжелению нефтей. Установлено, что в составе остаточных нефтей преобладают масляные фракции, а также асфальтено-смолистые компоненты и отмечается пониженное содержание масляно-углеводородной части. При заводнении холодной водой происходят парафиноотложения в пласте. Остаточная нефть обогащена маталлами — ванадием, никелем и др. Известно, что тяжелые нефти с повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ вытесняются хуже, нефтеотдача на залежах вязких и высоковязких нефтей при заводнении обычно оказывается более низкой. Все это следует учитывать при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. 2.6 Аномально вязкие свойства пластовых нефтей Рациональная разработка нефтяных месторождений и обеспечение полноты выработки пластов предусматривают учет реологических свойств нефтей. При проектировании разработки месторождений свойства обычно учитывают через коэффициент вязкости нефти. Это дает удовлетворительные результаты при расчете показателей разработки месторождений легких малосмолистых нефтей. Так, коэффициент конечной нефтеотдачи девонских залежей с маловязкой нефтью оказывается близким к проектному. В связи с истощением запасов легких нефтей и необходимостью добычи трудно-извлекаемых запасов в менее проницаемых сложнопостроенных залежах, а также в нефтенасыщенных зонах и пропластках истощенных залежей с более тяжелой нефтью повышенной и высокой вязкости, следует учитывать и другие параметры реологических (аномальная вязкость) свойств. По реологическим свойствам жидкости делят на ньютоновские и неньютоновские. Жидкости, течение которых подчиняется закону вязкого течения Ньютона, относят к ньютоновским. Это молекулярные углеводородные и другие жидкости. Если же течение жидкости происходит с отклонением от закона Ньютона, то их относят к неньютоновским или к аномальным. Обычно в таких системах имеется дисперсная фаза, склонная к ассоциации. Ассоциаты частиц дисперсной фазы находятся в дисперсионной среде и формируют в жидкости пространственную сетку либо обрывки структуры. При течении у такой жидкости проявляются аномалии вязкости и структурно-механические свойства. Аномалии вязкости — это зависимость вязкости от градиента скорости сдвига либо напряжения сдвига. Вязкость нефти вплоть до предельного динамического напряжения сдвига q постоянна и высокая. Такую вязкость нефти называют вязкостью с практически неразрушенной структурой µо (рисунок 2.5). В дальнейшем вязкость нефти уменьшается и достигает наименьшей величины µт при напряжении сдвига предельного разрушения структуры τт. Таким образом, в диапазоне напряжений сдвига от θ до τт вязкость нефти переменна. Отношение µо/µт называют индексом аномалии вязкости нефти. Нефть относится к тиксотропно-обратимым системам. После 12-14 часов покоя из-за тиксотропии усиливаются структурно-механические свойства и аномалии вязкости нефти. Замечено, что в некоторых случаях после покоя у нефти наблюдаются сверханомалии вязкости, то есть появляется многозначность вязкости в определенной области напряжений сдвига. Нефть является слабоструктурированной жидкостью, если в ее составе содержится мало асфальтенов. С повышением содержания асфальтенов аномалия вязкости и структурно-механические свойства усиливаются. Усилению этих свойств способствует растворенный газ, в особенности азот, метан и этан. Эти компоненты газа ведут к скрытой коагуляции ассоциатов асфальтенов. Смолы формируют сольватный слой ассоциатов асфальтенов. В результате неньютоновские свойства с ростом содержания смол в составе нефти ослабляются. Повышение температуры из-за усиления броуновского движения ослабляет взаимодействие между ассоциатами асфальтенов. При этом аномально вязкие свойства нефти проявляются слабее. Напротив, охлаждение нефти ниже температуры насыщения парафином и появление дополнительной новой дисперсной фазы, кристаллов парафина, усиливают аномально вязкие свойства. Аномально вязкие свойства несколько усиливаются и при снижении давления.  Рисунок 2.5 – Кривые консистентности (а) и эффективной вязкости (б) пластовой нефти скважины 149 Минибаевской площади Ромашкинского месторождения [9] Структурно-механические свойства асфальтеносодержащих нефтей коагуляционного типа резко не выражены. Эти свойства проявляются лишь при условиях движения нефти в зоне дренирования вдали от скважин — в зонах пласта между скважинами. Несмотря на это, как будет показано в дальнейшем, аномально вязкие свойства могут повлиять в значительной степени на процессы фильтрации и вытеснения нефти из пласта. Откачка и транспортировка охлажденных парафиносодержащих нефтей из-за формирования кристаллизационных структур сильно затрудняется. Так, нефть Харьягинского месторождения застывает в скважине при перерывах в откачке и возникают трудности не только в возобновлении процесса откачки такой нефти, но и при извлечении подземного оборудования скважин. Известно, что транспортировка узеньских нефтей возможна лишь путем путевого подогрева. При высокой концентрации асфальтенов в тяжелых нефтях и в битумах, измеряемых десятками процентов, аномалии вязкости проявляются в значительной степени. Значительные структурно-механические свойства и высокая вязкость с практически неразрушенной структурой обеспечивают битумам способность выдерживать большую нагрузку. Таблица 2.9 – Параметры реологических свойств пластовых нефтей основных месторождений Татарстана и Башкортостана [7,9]
Таблица 2.10 – Состав и свойства пластовых нефтей нефтегазоносных комплексов Татарстана и Башкортостана, отобранных для изучения реологических параметров [7,9]
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Федеральный закон технический регламент О безопасности трубопроводов промысловых и магистральных для транспортировки жидких и газообразных углеводородов |
 |
Сергей Матвеев cto, Технический директор Местоположение Управление проектами, Управление продуктами, Управление людьми, Построение команды, Управление разработкой, Проектное планирование,... |
|
Нефтяная компания Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности дорожного движения в зимних условиях 17 |
|
Нефть определение углеводородов с 1 с 6 методом газовой хроматографии гост 13379-82 Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов с 1 С6 с массовой долей более 0,01 в нефти, подготовленной по гост... |
|
Отчет ООО дук «Медвежья Долина» ... |
|
Российской федерации федеральное агентство по образованию Первая редакция. – М.: Исследовательский центр проблем качества подготовки специалистов, Координационный совет учебно-методических... |
|
Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский... |
|
На оказание научно-технических услуг по добровольной сертификации Акционерное общество «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (ао «нтц еэс») |
|
Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (Россия), далее именуемое «Продавец», в лице Директора Департамента трейдинга... |
|
«национальный медицинский исследовательский центр «межотраслевой... Национальный медицинский исследовательский центр межотраслевой научно-технический комплекс |
|
Управление образования администрации г. Белгорода Белгородский региональный институт повышения квалификации и профессиональной переподготовки специалистов |
|
Акционерное общество научно-технологическая компания «Российский... |
|
Открытое акционерное общество «Научно-технологическая компания «Российский... |
|
Положение о 2-й Всероссийской практической конференции «Управление... Настоящее положение устанавливает порядок организации и проведения Всероссийской практической конференции «Управление образованием... |
|
Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями... |
|
Руководство по эксплуатации ацпр. 407154. 014 Рэ Руководство по эксплуатации предназначено для изучения принципа действия и устройства расходомера ультразвукового с накладными излучателями... |