CC BY
128
возможности ее добычи при помощи обычных насосных установок, предпочтительнее электро-винтовых насосов. Однако при подъеме по стволу скважины продукция будет подвержена охлаждению в связи с наличием интервала многолетних мерзлых пород (ММП), поэтому необходимы дополнительные меры по предупреждению понижения температуры добываемой продукции.
Даже незначительное содержание парафина в нефти (0,24%) при температуре ниже температуры насыщения нефти парафинами (для данной нефти она составляет 61 °С) может привести к образованию в нефти сложной и прочной пространственной структуры, что подтверждают работы по исследованию реологических и тиксотропных свойств тяжелой высоковязкой нефти Усинского месторождения [6], где содержание парафинов составляет всего 0,33%. И чем ниже температура, тем больше образуется твердых парафиновых частиц, а структура высокомолекулярных компонентов становится жестче и прочнее, занимая все больший объем в нефти, что приводит к значительному увеличению ее вязкости.
На основе анализа результатов проведенных лабораторных исследований высоковязкой нефти Тазовского месторождения установлено, что изменение температуры оказывает значительное влияние на динамическую вязкость данной нефти, особенно в диапазоне температур ниже пластовой, что возможно использовать при выборе оптимальных условий ее добычи и транспортировки. На данном месторождении возможна добыча нефти стандартными винтовыми насосами без применения дополнительного воздействия на ПЗП, однако, вероятно появление отложений АСПО в интервале скважины с низкими температурами (вечная мерзлота). Для борьбы с отложениями возможна рекомендация химических реагентов с активными компонентами в виде ароматических растворителей, а также применение специальных подогревающих устройств.
Выводы
1. В результате проведенных лабораторных исследований было установлено, что образец нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения обладает тиксотропными свойствами, интенсивность проявления которых зависит в первую очередь от температуры. При повышении температуры (40С и выше) происходит резкое падение значения вязкости нефти, что обусловлено разрушением сложной пространственной структуры в нефти данного месторождения. Влияние на вязкость оказывает не только высокое содержание смол (7,19%), но и незначительное содержание асфальтенов (0,29%) и парафинов (0,24%), так как высокие значения вязкости наблюдаются при температурах ниже температуры насыщения нефти парафином.
2. Результаты проведенных экспериментов позволяют предложить и обосновать к практической реализации эффективные комплексные технологии повышения нефтеотдачи при эксплуатации рассматриваемого объекта. Это могут быть использование теплоизолированных труб, греющего кабеля, тепловая обработка скважины, использование специальных реагентов по снижению вязкости (диспергаторов и растворителей), спуск забойных электрических нагревателей.
Литература
1. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г.. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 181 с.
2. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. - М.: Недра, 1985. - 205 с.
3. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. - М.: Химия, 1973. - 93 с.
4. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975. - 168 с.
5. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика -2013. - Т.8. - №1 - С. 1-17.
6. Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения // Нефтегазовое дело. - 2009. - Т.7. - №1. - С.37-42.
7. Рощин П.В., Литвин В.Т. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80-120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения. Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2013, АГНИ. С.127 - 130.
8. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д.С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области // Вестник СамГТУ -2013. - Т.2. - №38 - С.197-205.
References
1. Bajbakov N.K., Garushev A.R., Antoniadi D.G., Ishhanov V.G.. Termicheskie metody dobychi nefti v Rossii i za rubezhom. - M.: VNIIOJeNG, 1995. - 181 s.
2. Ametov I.M., Bajdikov Ju.N., Ruzin L.M. Dobycha tjazhelyh i vysokovjazkih neftej. - M.: Nedra, 1985. - 205 s.
3. Kasatkin A.G. Osnovnye processy i apparaty himicheskoj tehnologii. - M.: Himija, 1973. - 93 s.
4. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomal'nye nefti. - M.: Nedra, 1975. - 168 s.
5. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij samarskoj oblasti // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika - 2013. - T.8. - №1 - S. 1-17.
6. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija // Neftegazovoe delo. - 2009. - T.7. - №1. - S.37-42.
7. Roshhin P.V., Litvin V.T. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80-120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija. Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al'met'evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. 2013, AGNI. S.127 - 130.
8. Zinov'ev A.M., Ol'hovskaja V.A., Konovalov V.V., Mardashov D.V., Tananyhin D.S., Roshhin P.V. Issledovanie reologicheskih svojstv i osobennostej fil'tracii vysokovjazkih neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti // Vestnik SamGTU - 2013. - T.2. - №38 - S.197-205.
Орлов М.С.1, Кищенко М.А.2, Коновалов К.И.3, Пеньков Г.М.4, Бакиев М.Д.5
'Магистр, 2,3,4,5Студент, Национальный минерально-сырьевой университет «Г орный»
ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ РАСТВОРИТЕЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Аннотация
Данная статья содержит результаты проведенной работы по изучению влияния температуры на значение показателя кинематической вязкости реагентов-растворителей и дистиллированной воды. Для исследуемых веществ приведена краткая справка. Установленные фактические значения плотности и кинематической вязкости представлены в виде таблиц, графических зависимостей; проведено обобщение результатов экспериментов и сделаны выводы о их возможном применении в процессах добычи нефти.
Ключевые слова: углеводородные растворители, реология, вязкость, нефть, дистиллированная вода.
Orlov M.S.1, Kishchenko M.A.2, Konovalov K.I.3, Penkov G.M.4, Bakiev M.D.5
1MSc, 2,3,4,5Student, National Mineral Recourses University (University of Mines)
THE INVESTIGATION OF SOLVENTS PROPERTIES WHICH ARE USED IN OIL AND GAS INDUSTRY
80
Abstract
There are some results of research the kinematic viscosity versus temperature of solvents and distilled water in this paper. The short summary for investigated materials is presented. Specified values of density and kinematic viscosity are presented in tables, diagrams. There are compilation of experimental results and conclusions for oil and gas engineering in this paper.
Keywords: hydrocarbon solvents, rheology, viscosity, oil, distilled water.
Современную нефтедобывающую отрасль сложно представить без применения на промыслах различных растворителей. Уменьшение активных запасов легкой и увеличение запасов высоковязкой нефти приводит к необходимости совершенствования воздействия на продуктивный пласт, призабойную зону пласта с целью повышения эффективности эксплуатации объекта. В старых нефтегазодобывающих регионах (например, в Самарской области) вводятся в эксплуатацию пласты, содержащие высоковязкие нефти, обладающие сложными реологическими свойствами [1,2,3]; при этом авторами работ рекомендуется применять химические реагенты в комплексе с другими видами воздействия на пласт или скважину, например, тепловыми обработками, в том числе с применением ПАВ или растворителей. В ряде работ отмечена высокая эффективность применения различных растворителей для обработок призабойных зон пластов [4,5] и в целом добычи нефти с использованием таких реагентов [6-12].
Целью данной работы является обобщение информации о применяемых в России реагентах-растворителях (в том числе и дистиллированной воды), кратком описании свойств этих реагентов. Особое внимание уделялось измерению их кинематической вязкости при различных температурах. Полученные данные могут быть интересны специалистам нефтегазовой сферы.
В лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета были проведены эксперименты по определению кинематической вязкости различных растворителей на углеводородной основе: петролейного эфира (40-70/70-100), о-ксилола, изооктана, уайт-спирит (нефрас-С4-155/200), сольвента нефтяного (нефрас-А-130/150), а также изопропилового спирта и дистиллированной воды. Данные по кинематической вязкости получены при использовании автоматизированного вискозиметра Herzog HVM 472, значение показателя плотности определялись на установке Mettler Toledo DE40.
Далее приводится краткое описание исследуемых в процессе проведения данной работы реагентов. Данные взяты из книги «Словарь по топливам, маслам, смазкам, присадкам и специальным жидкостям» авторов: К. К. Папок, Н. А. Рагозин [13].
Петролейный эфир - легкий бензин, получаемый отгоном легкой фракции из бензинов прямой перегонки и применяемый главным образом, как очиститель и растворитель в различных областях промышленности и лабораторной практике. В зависимости от температуры перегонки различают легкий и тяжелый эфир: легкий (40-70) получают при температуре производственного процесса не выше 70 градусов, тяжелый (70-100) - не выше 100 градусов.
Ксилол нефтяной - представляет собой смесь трех изомеров ксилола (о-, м-, п-) и этилбензола, получаемую в процессе ароматизации нефтяных фракций; ортоксилол получают путем сверхчеткой ректификации нефтяного (сырого) ксилола. Данный реагент находит применение в промышленности в качестве растворителя, а также используется, как исходный материал для производства фталевого ангидрида.
Изооктан эталонный или 2,2,4-триметилпентан - углеводород парафинового ряда. В промышленности изооктан производится путем проведения процесса гидрирования диизобутилена или алкилирования изобутана изобутиленом. Данное вещество используется в качестве эталонного топлива и компонента контрольных топлив при определении октановых чисел (сортности) бензинов, применяется при исследовании нефтей на содержание хлорорганических соединений и др.
Уайт-спирит (нефрас-С4-155/200) - продукт прямой перегонки нефти, является высококипящей фракцией бензина, допустимое содержание ароматических углеводородов - до 16%. Служит в качестве растворителя, наиболее широко применяется в лакокрасочной промышленности, кроме того уайт-спирит является эффективным обезжиривателем.
Изопропиловый спирт (изопропанол) - одноатомный спирт, получаемый в промышленности двумя методами: в результате процесса гидрирования ацетона, либо гидратации пропилена. Главным образом используется как технический спирт в средствах очистки и растворителях, а также является заменителем этанола во многих областях применения.
Сольвент нефтяной (нефрас-А-130/150) - смесь ароматических углеводородов бензольного ряда, получаемая в процессе каталитической ароматизации нефтяных фракций. Применяется в качестве растворителя производстве в лакокрасочных, резиновой и других отраслях промышленности.
Прежде всего, исследовалась кинематическая вязкость растворителей на углеводородной основе, ввиду их повсеместного применения при проведении технологических операций на скважинах, вскрывших пласты высоковязкой нефти. Полученные данные приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Установленные значения кинематической вязкости для исследуемых реагентов
Наименование реагента Температура (T, °С)
20 25 30 40 50 55 60 65 70 80 85 90
Петролейный эфир 40-70 0,52247 - 0,47827 0,43994 0,40649 - 0,37693 0,34806 Кипение
Петролейный эфир 70-100 - 0,52042 0,49784 0,45655 0,42117 - 0,38964 0,3748 0,36201 Кипение
Ортоксилол 0,92516 - 0,81587 0,72587 0,6551 - 0,59594 - 0,54498 0,49989 - 0,46276
Изооктан 0,72637 - 0,65955 0,60103 0,54805 - 0,50503 - 0,46794 0,43265 Кипение
Уайт-спирит (нефрас-С4-155/200) 1,3612 - 1,1784 1,032 0,92487 - 0,83238 - 0,75482 0,6894 - 0,62164
Изопропанол 3,1001 - 2,2667 1,734 1,3271 1,2156 Кипение
Сольвент нефтяной (нефрас-А-130/150) 0,92347 - 0,81678 0,72869 0,655 - 0,59493 - 0,54396 0,49989 - 0,46173
Дистиллированная вода 1,0128 - 0,80697 0,65753 0,55417 - 0,47414 - 0,41628 0,36201 0,33834 0,3066
Согласно полученным зависимостям (рисунок 1), с ростом температуры значение показателя кинематической вязкости каждого из исследуемых растворителей снижается, что на практике может проявляться в виде образования неравномерного фронта движения закачиваемого в пласт реагента, т.е. образование прорывов «языков».
81
Рис. 1 - Совмещенная диаграмма зависимости значений показателя кинематической вязкости от температуры для исследуемых
растворителей
Также была исследована зависимость вязкости дистиллированной воды от температуры. Данная информация может быть актуальной при проектировании термического воздействия на продуктивные пласты высоковязкой нефти, зачастую залегающие относительно неглубоко (20 - 100 метров). На рисунке 2 представлен график зависимости вязкости дистиллированной воды от температуры.
Рис. 2 - Диаграмма изменения показателя кинематической вязкости от температуры для дистиллированной воды
Следует отметить достаточно низкую вязкость дистиллированной воды при 90 °С, что может отражаться на ее фильтрации по высокопроницаемым каналам в пласте (трещинам и кавернам).
На рисунке 3 представлена сравнительная диаграмма измеренных значений плотности реагентов.
Рис. 3 - Установленные значения плотности исследуемых реагентов при 20 °С
82
Выводы:
1. Вязкость дистиллированной воды, как было установлено проведенными исследованиями при атмосферном давлении, достаточно сильно отличается от условно принятой вязкости равной единице. Это позволяет сделать вывод о возможностях коррекции некоторых расчетов, в которых присутствует данная величина.
2. Следует обратить внимание на достаточно низкую вязкость углеводородных растворителей, применяемых для обработки призабойной зоны и закачке в продуктивные пласты; учитывая трещиноватость как терригенных, так и карбонатных коллекторов, низкая вязкость растворителей будет приводить к быстрому их прорыву по таким высокопроницаемым каналам фильтрации при проведении (обработок призабойной зоны пласта) технологических операций на скважинах.
3. Использование растворителей с невысокой вязкостью на месторождениях высоковязкой нефти может приводить к их быстрому прорыву от нагнетательных скважин к добывающим, поэтому авторы данной работы рекомендуют применять растворители с повышенной или высокой вязкостью, либо в комплексе с потокоотклоняющими технологиями.
4. Необходимо дальнейшее изучение зависимостей вязкостей различных растворителей в диапазоне реальных пластовых и скважинных температур с целью более качественного подбора реагентов для нефтедобывающих предприятий.
Литература
1. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. - СПб., 2014. - 112 с.
2. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2013. - Т.8. — №1 - С. 1-17.
3. Зиновьев А.М., Ковалев А.А., Максимкина Н.М., Ольховская В.А., Рощин П.В., Мардашов Д.В. Обоснование режима разработки залежи аномально вязкой нефти на основе комплексирования исходной геолого-промысловой информации // Вестник ЦКР Роснедра. - 2014. - №3. - С. 15-23.
4. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Journal of Canadian Petroleum Technology.
- 2010. - Т. 49. - №. 09. - С. 22-33.
5. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения // Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. - 2013. - Т.1. - № 1. - С. 127-130.
6. Butler R. M. et al. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1991. - Т. 30. - №. 1. - С. 97-106.
7. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery // Journal of Canadian Petroleum Technology.
- 2010. - Т. 49. - №. 09. - С. 22-33.
8. Maini B. et al. Phase Behavior and Physical Property Modeling for VAPEX Solvents: Propane Carbon Dioxide and Athabasca Bitumen // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2013.
9. Varet G., Daridon J. L., Montel F. Gas solubility measurement in heavy and extra heavy oil in vapex conditions // 13th International Conference on Petroleum Phase Behaviour and Fouling. - 2012.
10. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2013.
11. Butler R. M. et al. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the VAPEX process // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1993. - Т. 32. - С. 56-56.
12. Yazdani A. et al. Effect of height and grain size on the production rates in the VAPEX process: experimental study // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2005. - Т. 8. - №. 03. - С. 205-213.
13. Папок К. К., Рагозин Н. А. Словарь по топливам, маслам, смазкам, присадкам и специальным жидкостям (химмотологический словарь). Изд. 4. - М.: Химия, 1975. - 392 с.
References
1. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. - SPb., 2014. - 112 s.
2. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. - 2013. - T.8. — №1 - S. 1-17.
3. Zinov'ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol'hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal'no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii // Vestnik CKR Rosnedra. - 2014. -№3. - S. 15-23.
4. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Journal of Canadian Petroleum Technology. -2010. - T. 49. - №. 09. - S. 22-33.
5. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija // Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al'met'evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. - 2013. -T.1. - № 1. - S. 127-130.
6. Butler R. M. et al. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1991. - T. 30. - №. 1. - S. 97-106.
7. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery // Journal of Canadian Petroleum Technology. -2010. - T. 49. - №. 09. - S. 22-33.
8. Maini B. et al. Phase Behavior and Physical Property Modeling for VAPEX Solvents: Propane Carbon Dioxide and Athabasca Bitumen // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2013.
9. Varet G., Daridon J. L., Montel F. Gas solubility measurement in heavy and extra heavy oil in vapex conditions // 13th International Conference on Petroleum Phase Behaviour and Fouling. - 2012.
10. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection // SPE Heavy Oil Conference-Canada. - Society of Petroleum Engineers, 2013.
11. Butler R. M. et al. Recovery of heavy oils using vapourized hydrocarbon solvents: further development of the VAPEX process // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1993. - T. 32. - S. 56-56.
12. Yazdani A. et al. Effect of height and grain size on the production rates in the VAPEX process: experimental study // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2005. - T. 8. - №. 03. - S. 205-213.
13. Papok K. K., Ragozin N. A. Slovar' po toplivam, maslam, smazkam, prisadkam i special'nym zhidkostjam (himmotologicheskij slovar'). Izd. 4. - M.: Himija, 1975. - 392 s.
83
