CC BY
271
УДК 622.276.8
Ф. Ф. Хамидуллина, А. А. Газизов
ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НА НЕКОТОРЫХ ПЛОЩАДЯХ
РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ключевые слова: нефть, газ, пласт, параметры, состав, свойства, пластовая вода.
Исследованиями установлено, что характерным для всех площадей является постоянное повышение количественного содержания в нефти пластовой воды, общей серы, парафинов, смол и асфальтенов, вязкости нефти, как в пластовых, так и в поверхностных условиях при одновременном снижении объемного коэффициента, газового фактора, давления насыщения.
Keywords: oil, gas, bench, characteristic, composition, properties, brine water.
It was established by researches that constant increase of the quantitative content of brine water in oil, the generic sulfur, paraffins, pitches and asphaltenes, viscosity of oil, both in tabular and surface conditions is characteristic for all oilfield areas at simultaneous decrease of volumetric coefficient, gas factor and saturated pressure.
Исследованиями установлено, что в зависимости от химического состава нефти и газа изменяются их свойства в пластовых условиях. В соответствии с этим определяются закономерности движения углеводородов в пласте. Химическим составом нефти обусловлены некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений. Например, одни из нефтей содержат больше парафинов, асфальтенов и смол, другие меньше. В зависимости от этого эксплуатация месторождения будет в той или иной мере осложнена из-за отложения парафинов в трубопроводах системы добычи, сбора продукции скважин и образования водонефтяных эмульсий, которые необходимо разрушать для отделения природных примесей.
Следовательно, от химического состава нефти (так же, как от ее физико-химических свойств и специфики месторождения) зависит характер некоторых технологических операций и промысловых сооружений. Поэтому состав нефти и ее физикохимические свойства необходимо знать с самого начала эксплуатации залежи.
Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава СпН2п+2 и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СпН2п). Кроме парафинов и нафтенов в нефти содержатся и ароматические углеводороды, но они, в основном, не являются главной ее составной частью [1,2,4,5].
Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Эти соединения (нафтеновые кислоты, асфальтены и т.д.) в природных нефтях содержатся в незначительном количестве. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности их движения. Последнее обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти. В результате адсорбции таких веществ характеристика поверхности поровых каналов и других границ
раздела изменяется. В результате этого повышается стойкость эмульсий, изменяются свойства парафиновых отложений и т. д.
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях выполнены по пластовым пробам в лаборатории исследования нефтей института ТатНИПИнефть. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хроматографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5 [4].
Анализы параметров и физико-химических свойств нефти выполнены по следующим площадям Ромашкинского месторождения: Южно-
Ромашкинская, Альметьевская, Миннибаевская, Абдрахмановская, Зай-Каратайская, Алькеевская [1,2,3,4].
Южно-Ромашкинская площадь.
Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 7 близлежащих скважин.
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследований показывает следующее: давление насыщения
снижается от 86,6 до 75,1 МПа; газовый фактор - от
66,7 до 56,7 м3/т; объемный коэффициент - от 1,178 до
I,150; вязкость повышается от 2,61 до 3,9 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 778,0 до 809,3 кг/м3, сепарированной нефти - от 850,0 до 868,7 кг/м3. Данные анализов поверхностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20° С повышается от 10,26 до 12,19-10"6 м2/с; общей серы - от 1,03 до 1,24 % масс; парафинов - от 1,18 до 1,55 % мас; смол от
II,0 до 12,47 % мас; асфальтенов - от 3,45 до 4,4 % мас.
Альметьевская площадь. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых
условиях проводилось по пробам, отобранным из 9 близлежащих скважин.
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследовании показывает следующее: давление насыщения
снижается от 92,4 до 80,1 МПа; газовый фактор - от 75,25 до 67,9 м3/т; объемный коэффициент - от 1,183 до 1,156; вязкость повышается от 2,42 до 4,09 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 784,0 до
33
816.0 кг/м , сепарированной - от 850,0 до 865,7 кг/м . Данные анализов поверхностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20°С повышается от 18,6 до 25,22-10"6 м2/с; общей серы - от 1,18 до 1,6 % масс; парафинов -от 3,8 до 4,6 % мас; смол - от 11,3 до 14,7 % мас; асфальтенов - от 2,5 до 3,25 % мас.
Миннибаевская площадь. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 11 близлежащих скважин.
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследований показывает следующее: давление насыщения
снижается от 90,0 до 76,6 МПа; газовый фактор - от
67.7 до 60,7 м3/т; объемный коэффициент - от 1,189 до 1,134; вязкость повышается от 2,55 до 4,77 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 780,0 до
33
817.0 кг/м , сепарированной - от 854,0 до 872,0 кг/м . Данные анализов поверхностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20°С повышается от 10,2 до 17,02-10"6 м2/с; общей серы - от 1,2 до 1,6 % мас.; парафинов -от 4,0 до 5,8% мас; смол - от 12,6 до 17,7 % мас; асфальтенов - от 3,5 до 4,9 % мас.
Абдрахмановская площадь. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 близлежащих скважин,
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследований показывает следующее: давление насыщения
снижается от 92,0 до 83,15 МПа; газовый фактор - от
64.7 до 61,62 м3/т; объемный коэффициент - от 1,174 до 1,152; вязкость повышается от 2,2 до 3,7 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 760,0 до
33
806.1 кг/м , сепарированной - от 846,0 до 861,0 кг/м . Данные анализов поверх-ностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20°С повышается от
19.5 до 21,2-10"6 м2/с; общей серы - от 1,34 до 2,4 % мас; парафинов - от 5,8 до 6,22 % масс; смол - от 8,8 до 12,4 % мас; асфальтенов - от 6,3 до 6,9 % мас.
Зай-Каратайская площадь. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 9 близлежащих скважин.
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследований показывает следующее: давление насыщения
снижается от 88,5 до 79,3 МПа; газовый фактор - от
67.5 до 58,0 м3/т; объемный коэффициент - от 1,180 до 1,160; вязкость повышается от 2,48 до 4,01 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 798,0 до
33
817,1 кг/м , сепарированной - от 861,8 до 871,9 кг/м . Данные анализов поверхностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20°С повышается от 21,2 до 27,96-10"6 м2/с; общей серы - от 1,4 до 1,73 % масс; парафинов -от 2,4 до 2,74% мас; смол - от 18,6 до 23,4 % мас; асфальтенов - от 4,0 до 4,9 % мас.
Алькеевская площадь. Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 9 близлежащих скважин.
Анализ значений основных параметров нефти, полученных по результатам исследований показывает следующее: давление насыщения
снижается от 93,3 до 60,0 МПа; газовый фактор - от
67,7 до 55,6 м3/т; объемный коэффициент - от 1,169 до 1,150 вязкость повышается от 2,81 до 5,25 мПа-с; плотность пластовой нефти повышается от 806,0 до
808,0 кг/м3, сепарированной - от 863,0 до 871,0 кг/м3. Данные анализов поверхностных проб свойства нефти показывают следующие изменения: кинематическая вязкость при 20°С повышается от 18,1 до 18,74-10"6 м2/с; общей серы - от 1,16 до 1,6% масс; парафинов -от 2,1 до 2,37 % мас; смол - от 15,9 до 16,48 % мас; асфальтенов - от 2,58 до 3,5 % мас.
Усредненные параметры и физико химические свойства пластовых нефтей на площадях Ромашкинского месторождения приведены в табл.1. Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях на площадях Ромашкинского месторождения приведены в табл.2.
Таблица 1 - Параметры и физико-химические свойства пластовых нефтей на площадях Ромашкинского месторождения
Площадь Даление насыщения, МПа Газовый фактор, м3/т Объемный коэффициент Вязкость газированной нефти, мПа*с Плотность газированной нефти, кг/м3
Южно- Ромашкинская 86,6-75,1 66,7-56,7 1,178-1,150 2,61-3,9 778,0-809,3
Альметьевская 92,4-80,1 75,25-67,9 1,183-1,156 2,42-4,09 784,0-816,0
Миннибаевская 90,0-76,6 67,7-60,7 1,189-1,134 2,55-4,77 780,0-817,0
Абдрахмановская 92,0-83,15 64,7-61,62 1,174-1,152 2,2-3,7 760,0-806,1
Зай-Каратайская 93,3-60,0 67,5-61,62 1,180-1,160 2,48-4,01 798,0-817,1
Алькеевская 93,3-60,0 67,7-55,6 1,169-1,150 2,81-4,01 806,0-808,0
Таблица 2 - Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях на площадях Ромашкинского месторождения
Площадь Сырая нефть
Показатели
Плотность, при 20°С, кг/см Вязкость при 20°С, 10'6 м2/с Обводнен- ность, % масс. Парафины, % масс. Асфаль-тены, % масс. Смолы, % масс. Общая сера, % масс.
Южно- Ромашкинская 850,0-868,7 10,26-12,19 71,0-76,61 1,18-1,55 3,45-4,4 11,0-12,47 1,03-1,24
Альметьевская 850,0-865,7 18,6-25,22 72,1-81,3 3,8-4,6 2,5-3,25 11,3-14,7 1,18-1,6
Миннибаевская 854,0-872,0 10,2-17,02 71,4-85,1 4,0-5,8 3,5-4,9 12,6-17,7 1,2-1,6
Абдрахманов- ская 846,0-861,0 19,5-21,2 70,5-84,3 5,8-6,22 6,3-6,9 8,8-12,4 1,34-2,4
Зай-Каратайская 861,8-871,9 21,2-27,96 74,8-86,4 2,4-2,74 4,04,9 18,6-23,4 1,4-1,73
Алькеевская 863,0-871,0 18,1-18,74 75-87,9 2,1-2,37 2,58-3,5 15,9-16,48 1,16-1,6
На основании анализа изменения параметров и физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей на рассмотренных выше площадях можно сделать следующие выводы:
- характерным для всех площадей является постоянное снижение в процессе разработки давления насыщения, газового фактора, объемного ко-
эффициента, коэффициента сжимаемости при одновременном повышении вязкости и плотности нефти как в пластовых, так и в поверхностных условиях, а также повышение количественного содержания в нефти пластовой воды, серы, парафина, смол и асфальтенов;
- более низким давлением насыщения обладают нефти Южно-Ромашкинской и Зай-Каратайской площади. Наиболее высоким давле-нием насыщения обладают нефти Альметьевской и Алькеевской площади. Темп снижения давления насыщения нефти на всех площадях приблизительно на одном уровне;
- значения газового фактора на Южно-Ромашкинской, Миннибаевской, Абдрахмановской и Алькеевской площадях находятся на одном уровне. Наиболее высоким значением газового фактора обладает нефть Альметьевской площади. Темп снижения газового фактора на всех площадях находится на одном уровне;
- значения объемного коэффициента нефти на всех площадях находятся на одном уровне. Наиболее быстрое снижение объемного коэффициента произошло на Миннибаевской площади, на остальных площадях темпы снижения находятся на одном уровне;
- значения вязкости и плотности газированной пластовой нефти и темпы их снижения в процессе разработки на всех площадях находятся на одном уровне;
- наиболее низкой вязкостью обладают поверхностные разгазированные нефти Южно-Ромашкинской и Миннибаевской площадей. Высокой вязкостью обладают нефти Альметьевской, Абдрахмановской, Зай-Каратайской и Алькеевской площадей. Темп повышения вязкости на Южно-Ромашкинской, Абрахмановской и Алькеевской площадях незначительный. Наиболее быстрое повышение вязкости нефти в процессе разработки произошло на Альметьевской, Миннибаевской и Зай-Каратайской площадях;
- плотность поверхностной разгазированной нефти и темпы ее повышения на всех площадях находятся на одном уровне. Темпы повышения значения плотности на всех площадях незначительные;
- наименее низким содержанием серы обладают нефти Южно-Ромашкинской площади. Повышенным содержанием серы обладают нефти Абдрахмановской
площади. Темпы повышения количественного содержания серы в нефтях на всех площадях незначительные и находятся примерно на одном уровне;
- наиболее низким содержанием парафина обладают нефти Южно-Ромашкинской площади. Несколько повышенным содержанием парафина обладают нефти. Зай-Каратайской и Алькеевской площадей. Высоким содержанием парафина, обладают нефти Альметьевской, Миннибаевской и Абрахмановской площадей. Темпы повышения содержания парафина в нефтях на всех площадях находятся на одном уровне;
- относительно низким содержанием смол обладают нефти Южно-Ромашкинской, Альметь-евской, Миннибаевской и Абдрахмановской площадей. Наиболее высоким содержанием парафина обладают нефти Зай-Каратайской и Алькеевской площадей;
- наиболее повышенным содержанием асфальтенов
обладают нефти Южно-Ромашкинской,
Миннибаевской, Абрахмановской и Зай-Каратайской площадей. Темпы повышения содержания парафина в нефтях в процессе разработки на всех площадях находятся на одном уровне. Наиболее быстрое повышение содержания парафина произошло в нефтях Южно-Ромашкинской, Миннибаевской и Алькеевской площадей.
Литература
1. Ф.Ф.Хамидуллин. Физико-химические свойства и
составы пластовых нефтей при дифференциальном разгазировании на месторождениях Республики Татарстан. Справочник/ Ф.Ф.Хамидуллин,
И.И.Амирханов, Р.А.Шаймарданов // Мастер Лайн. -Казань. - 2000. - С. 8-344.
2. Ф.Ф.Хамидуллин. Реологические свойства нефтей и
водонефтяных эмульсий на место-рождениях Республики Татарстан. Справочник/ Ф.Ф.Хамидуллин,
И.И.Амирханов, А.А.Гибадуллин // Бугульма. - 2001. - С. 6-557.
3. Нефть. Общие технические условия. Государственный стандарт Российской Федерации/ ГОСТ Р 51858-2002 // -М.; - С. 47.
4. Нефть, поставляемая для экспорта. Технические условия. ТУ 39-1623-93.
5. Нефть. Метод определения углеводородов СГС6 методом газовой хроматографии / ГОСТ 13379-82 // - М. - 1982. -С. 13.
© Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; А. А. Газизов - д-р техн. наук, ген. дир. ООО «Нефтехимпроект», [email protected].
