CC BY
34
УДК 665.613.23;622.276/.279
Л. В. Федонина, Ю. М. Танеева, Т. Н. Юсупова
ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ В ДИНАМИКЕ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ
Ключевые слова: карбонатный коллектор, состав и свойства нефти.
Проведен сравнительный анализ состава и физико-химических свойств нефти, добываемой из карбонатного коллектора до и в процессе применения новой технологии. Показано, что использование новой технологии, включающей новый кислотный состав и новый способ введения его в пласт, приводит к подключению к разработке низкопроницаемых зон нефтяного резервуара.
Keywords: carbonate basin, the composition and properties of oil.
The comparative analysis of structure and physical and chemical properties of the oil produced from a carbonate reservoir before and during using new technology. It has been shown that the use of new technology, new acid composition comprising a new method and introduce it into the reservoir, leads to be connection to development of low-permeability zones carbonate collector of the oil reservoir.
Введение
В настоящее время резервом стабилизации уровня добычи нефти являются запасы карбонатных коллекторов. Для месторождений Республики Татарстан запасы карбонатных коллекторов составляют 35-40%. Это объясняется исключительно сложным характером строения фильтрационно-емкостной системы (ФЕС) карбонатного коллектора и спецификой взаимосвязи содержащихся в них флюидов с поверхностью породы-коллектора. Не менее важным фактором, осложняющим разработку нефтяных месторождений и делающим нефти труд-ноизвлекаемыми, является высокая вязкость вмещаемой нефти, содержащей значительное количество смол, асфальтенов, парафинов, обуславливающих высокую степень ее структурированности.
Карбонатный коллектор более реакционно-способен по сравнению с терригенным в связис чем химические методы увеличения нефтедобычи для них наиболее актуальны. Практика разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах показывает, что наиболее эффективное освоение подобных залежей возможно лишь при систематическом применении метода кислотных обработок. Традиционно используемыми кислотами являются соляная и плавиковая. Однако реакции с их участием происходят с большой скоростью, что снижает эффективность обработки и может спровоцировать другие осложнения (например, коррозия скважинных труб и оборудования, проведение обязательной нейтрализация при возврате на поверхность и др.). Одним из путей решения проблемы слишком высокой скорости реакции и увеличения глубины проникновения реагента в химически активном состоянии в пласт является использование различных присадок [1], применение нефтекислотных эмульсий [1, 2], хелаторов [2] и др.
Целью данной работы являлось изучение изменения состава и свойств нефти в динамике разработки карбонатного коллектора с использованием новой технологии, в состав которой входит новая кислотная композиция и новый способ введения ее в пласт.
Экспериментальная часть
Объекты исследования
Пробы нефти отбирались из трех скважин ХХ63, ХХ64, ХХ65, расположенных в первом ряду от нагнетательной скв.ХХ59, один раз в месяц в течение 1,5 лет с момента начала применения новой технологии.
Методы исследования
Содержание воды в пробах нефти, а также фракционный состав нефти оценивались по данным термического анализа (ТА) [3] на дериватографе Р-1500Б (фирмы МОМ Венгрия), масса навески 50 мг, скорость нагрева 10 град/мин, среда - воздушная, стационарная, в качестве инертного вещества - оксид алюминия. Содержание воды и легких фракций определялись по потерям веса в температурном интервале 20-130оС. Фракционный состав нефти характеризовался на основании параметров термического анализа Б = Ат1/(Ат2+Ат3) и Р = Ат2/Ат3, где Ат! - потеря веса в температурном интервале 20-400оС; Ат2 - потеря веса в температурном интервале 400-515оС и Ат3 - потеря веса в температурном интервале 515-670оС. Содержание бензиновых фракций оценивалось по потерям веса до 200оС.
Плотность и вязкость проб нефти определялись по стандартным методикам ГОСТ 3900-85 и ГОСТ 33-82, соответственно [4].
Компонентный состав нефти определяли методом жидкостно-адсорбционной хроматографии на сорбенте силикагель. Элюирование фракций насыщенных углеводородов (масел), полярных и неполярных смол проводили последовательно с помощью растворителей петролейного эфира, бензола и смесью спирт-бензол (1:1 по объему).
Обсуждение полученных результатов
При исследовании образцов методом ТА (табл.1) присутствие воды в них не обнаружено. Сравнительный анализ данных ТА (показателей Б, Р, содержание бензиновых фракций) проб нефти,
добываемых в процессе применения новой технологии, выявил незакономерные изменения содержания бензиновых фракций в интервале от 12 до 17%, и показателей F и Рв пределах 1,1-1,2. Таким образом,
однозначных тенденций в изменении состава и свойств проб нефти в динамике разработки месторождения с использованием новой технологии по данным ТА выявить не удалось.
Таблица 1 - Данные термического анализа нефтей до и после закачки кислотного реагента
№п/п № скв., дата отбора Н2О,% До 200оС, % Дшь% ДШ2, % Дш3, % F Р
ХХ63 14.09.12 17,1 51,4 26,4 22,2 1,1 1,2
12.03.13 - 16,3 53,9 24,9 21,2 1,2 1,2
05.04.13 - 15,5 53,8 25,1 21,1 1,2 1,2
05.05.13 52,9 25,1 22,0 1,1 1,1
05.06.13 - 16,3 51,9 26,3 21,8 1,1 1,2
05.07.13 16,1 53,3 25,1 21,6 1,1 1,2
05.09.13 16,5 53,8 25,9 20,3 1,2 1,3
05.10.13 16,4 54,3 24,2 21,5 1,2 1,1
ХХ64 14.09.12 12,7 49,7 29,7 20,6 1,0 1,4
20.01.13 - 15,3 53,8 24,7 21,5 1,2 1,1
20.03.13 - 17,1 53,7 26,0 20,3 1,2 1,3
05.04.13 - 16,0 52,8 26,0 21,2 1,1 1,2
05.05.13 16,1 53,5 25,0 21,5 1,2 1,2
05.06.13 - 15,6 53,0 25,1 21,9 1,1 1,1
20.08.13 - 18,1 53,7 24,3 22,0 1,2 1,1
05.09.13 16,5 53,3 25,1 21,6 1,1 1,2
05.10.13 - 16,8 54,2 24,9 20,9 1,2 1,2
ХХ6514.09.12 12,4 51,2 26,6 22,2 1,0 1,2
20.01.13 - 14,7 51,5 26,4 22,1 1,1 1,2
01.02.13 - 14,5 51,9 27,2 20,9 1,1 1,3
20.04.13 - 16,8 53,4 25,0 21,6 1,1 1,2
05.10.13 - 17,3 52,5 26,6 20,9 1,1 1,3
Изучены изменения показателей плотности и кинематической вязкости нефти до и в процессе применения новой технологии (рис.1, 2, 3).
Тщательный анализ полученных данных по изменению плотности и вязкости добываемой нефти позволяет заметить следующие тенденции.
Впервые 0,5 года с момента применения новой технологии наблюдается период дестабилизации свойств нефти. Так, установлено, что на начальной стадии применения новой технологии плотность и вязкость добываемой нефти изменяется в пределах 0,9333 - 0,9547 г/см3и 401,8 - 1500,2 мм2/с.
Примерно через год с момента начала использования новой технологии наблюдается период стабилизации свойств нефти, и даже некоторое снижение значений плотности и вязкости. Особенно это характерно для проб нефти из добывающий скважины ХХ65, плотность и вязкость которой изменяются в пределах: 0,9321 - 0,9320 г/см3и 575,9 - 332,2 мм2/с соответственно
Тенденции изменения физико-химических свойств проб нефти в динамике разработки участка при использовании новой технологии подтверждаются данными компонентного состава (табл.2).
Рис. 1 - Изменение плотности и вязкости нефти скв.ХХ63 в динамике разработки месторождения с использованием новой технологии
Таблица 2 - Компонентный состав проб нефтей
№ скв. Дата отбора Компонентный состав, %
САВ Масла НК-200
ХХ63 5.04.13 (после обр.) 46,9 49,5 3,6
ХХ63 5.05.13 (после обр.) 42,6 52,6 4,8
ХХ63 5.06.13 (после обр.) 38,2 56,7 5,1
ХХ63 5.07.13 (после обр.) 41,9 50,4 7,7
ХХ63 5.09.13 (после обр.) 36 56,4 7,6
ХХ64 14.09.12 (до обр.) 37,3 56,7 -
ХХ64 20.04.13 (после обр.) 42,6 52,4 5,0
ХХ64 5.05.13 (после обр.) 38,5 55,3 6,2
ХХ64 5.06.13 (после обр.) 42,8 53,2 4,0
ХХ64 5.10.13 (после обр.) 40,8 52,5 6,7
ХХ65 14.09.12 (до обр.) 40,7 54,7 4,6
ХХ65 1.02.13 (после обр.) 40,9 55,2 3,9
ХХ65 20.03.13 (после обр.) 39,7 57,6 2,7
ХХ65 20.04.13 (после обр.) 42,7 50,4 6,9
ХХ65 5.10.13 (после обр.) 40,3 52,5 7,2
Рис. 2 - Изменение плотности и вязкости нефти скв.ХХ64 в динамике разработки месторождения с использованием новой технологии
В период дестабилизации наблюдается заметное увеличение смолисто-асфальтеновых компонентов (САВ)в пробах добываемой нефти от 38 до 47%, что соответствует повышенным значениям плотности и вязкости добываемой нефти.
В период стабилизации в пробах добываемой нефти наблюдается снижение содержания САВ. Так, для проб нефти из скв.ХХ64, ХХ63, ХХ65, содержание САВ близки к исходным величинам и составляют 36-40%.
Рис. 3 - Изменение плотности и вязкости нефти скв.ХХ65 в динамике разработки месторождения с использованием новой технологии
Закономерности изменение плотности и вязкости при разработке карбонатного коллектора с использованием новой технологии можно объяснить следующим образом.
Известно, что в карбонатной породе трещины и поры составляют взаимосвязанную гидродинамическую систему, фильтрация в которой обусловлена в основном трещинной проницаемостью [6]. При закачке кислоты в карбонатный коллектор, происходит разрушение породы, что приводит к расширению трещин и поровых фильтрационных каналов в пористых блоках.
И.Н. Плотниковой с сотр. [7] установлена зависимость состава углеводородов в нефтенасы-щенных известняках от структуры пустотного пространства (тяжелая нефть, обогащенная смолами и асфальтенами заполняет трещины и каверны, легкая нефть, обогащенная масляной фракцией, насыщает тонкие поры) и от положения образцов в разрезе. В связи с этим можно предположить, что использование новой технологии, включающей новый кислотный состав и новый способ введения его в пласт, привело к подключению слабопроницаемых про-пластков карбонатного коллектора с легкой нефтью.
Выводы
Таким образом, на основании проведенного систематического исследования состава и физико-химических свойств проб добываемой нефти до и в процессеприменения новой технологии установлено, что:
1. На начальном этапе воздействие новой технологии на карбонатный коллектор может приводить к разбросу параметров состава и свойств добываемой нефти, а затем к их стабилизации и даже некоторому снижению. Выявленная закономерность может быть объяснена особенностями распределения нефти в карбонатных коллекторах, когда тяжелые и малоподвижные компоненты нефти (САК) заполняют трещины и каверны, более доступные для воздействия на них кислотного реагента, а легкие (подвижные) нефтяные компоненты заполняют
поры в матрице породы, и их высвобождение под действием реагента требует больше времени.
2. Результаты проведенного исследования могут быть использованы для разработки критериев эффективности и времени работы новой технологии с целью повышения нефтеотдачи пласта, а также определения и предсказания товарных характеристик добываемых нефтей.
Литература
1. Лукьянов, Ю.В. Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов нефти на основе комплексного применения физических и химических методов итенсификации процесса нефтеизвлечения // Автореферат. - Уфа. - 2005. - С.24.
2. SalakhAlHarthi, ArturParapat, JohnSteel, etc. OptionsforHigh-Temperature WellStimulation // OilfieldReview. Winter 2008-2009: 20, no.4. Р.66-79.
3. Барская, Е.Е., Танеева, Ю.М., Юсупова, Т.Н., Даянова, Д.И. Прогнозирование проблем при добыче нефтей на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств // Вестник Казанского технологического университета. - 2012. - Т.15. - №6. - С.166-169.
4. Халикова, Д.А., Тухватуллина, А.З., Танеева, Ю.М., Юсупова, Т.Н. Особенности влияния состава нефтей месторождений Киргизии на формирование их физико-химических свойств // Вестник Казанского технологического университета. - 2009. - №5. - С.349-357.
5. Юсупова, Т.Н., Танеева, Ю.М., Тухватуллина, А.З. и др. Состав нефтей в карбонатных пластах верейских и башкирских отложений Аканского месторождения Республики Татарстан // Нефтехимия. - 2012. - Т. 52. - №4. -С.243-248.
6. Стахина, Л.Д., Стрельникова, Е.Б., Серебренникова, О.В. Влияние методов увеличения нефтеотдачи на состав извлекаемой нефти Усинского месторождения // Мат. конференции «Химия нефти и газа». - 2012. -С.314-316.
7. Королев, Э.А., Ескин, А.А., Морозов, В.П., Кольчугин, А.Н., Плотникова, И.Н., Пронин, Н.В., Носова, Ф.Ф. Зависимость состава и подвижности нефти в карбонатных породах от их пористости и проницаемости // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №6. - С.32-33.
© Л. В. Федонина - аспирант КНИТУ, milo4ka1205@mail.ru; Ю. М. Ганеева - д-р.хим. наук, ст. науч. сотр. ИОФХ им. Арбузова КазНЦ РАН, проф. каф. ХТПНГ КНИТУ, ganeeva@iopc.knc.ru; Т. Н. Юсупова - д-р хим. наук, проф,. вед. науч. сотр. ИОФХ им. Арбузова КазНЦ РАН, проф. каф. ХТПНГ КНИТУ.
© L. V. Fedonina - graduate KNRTU, milo4ka1205@mail.ru; Y. M. Ganeeva- Dr. chemical. science, art. scientific. et al. IOPC them. Arbuzov of Kazan Scientific Center, RAS, prof. chair HTPNG KNRTU, ganeeva@iopc.knc.ru; T. N. Yusupova - Dr. chem. sciences, professor,.leading. scientific. et al. IOPC them. Arbuzov of Kazan Scientific Center, RAS, prof. chair HTPNG KNRTU.
