CC BY
47
ХИМИЯ
001:10.24411/2076-6785-2020-10086 УДК 665.6.032 | Научная статья
Разработка месторождений высоковязких нефтей с использованием инновационных технологий, влияющих на пластовую систему
Ю.В. Волков1'2, Б.В. Успенский1'2, А.Р. Гайнутдинова3, М.Р. Фаткулин1, Р.Р. Хазиев2
•Казанский федеральный университет, 2ИПЭН АН РТ, 3Институт «ТатНИПИнефть» radmir361@mail.ru
Аннотация
Задача настоящего исследования посвящена изучению влияния реагента различной концентрации на физико-химические свойства высоковязкой нефти и подбору реагента с наиболее эффективными показателями для снижения вязкости в карбонатных коллекторах среднего карбона. Полученные результаты исследования показали, что реагент адсорбировался на структурообразующих компонентах нефти и ослабил взаимодействие между ними, что привело к снижению вязкости нефти.
Самое большее снижение вязкости нефти удалось достичь при введении 2% реагента в нефтяную эмульсию (снижение вязкости на 51 мПа*с или 6%), и 3 % реагента в обезвоженную нефть (снижение вязкости 32 мПа*с или 4,9 %).
Ключевые слова
высоковязкие нефти, реагент, снижение вязкости Материалы и методы
В качестве метода разделения, основанного на распределении вещества
между подвижной и неподвижной фазами, использован метод газовой хроматографии с применением програмного пакета «То1а[СИгот». Для разделения нефти на компоненты в лабораторных условиях применялся БАРА-анализ.
Для цитирования:
Ю.В. Волков, Б.В. Успенский, А.Р. Гайнутдинова, М.Р. Фаткулин, Р.Р. Хазиев. Разработка месторождений высоковязких нефтей с использованием инновационных технологий, влияющих на пластовую систему. 2020. №3. С.43-46. 001:10.24411/2076-6785-2020-10086.
Поступила в редакцию: 15.05.2020
CHEMICAL
UDC 665.6.032 | Original Paper
Influence of reagent on the physical and chemical properties of high-viscosity oil and its effectiveness in reducing viscosity
Yuriy V. Volkov1,2, Boris V. Uspensky1,2, Al'bina R. Gainutdinova3, Mukhammedrakhim R. Fatkulin1, Radmir R. Khaziev2
'Kazan Federal University, 2Institute of ecology and subsoil use of the Academy of Sciences of the Tatarstan Republic, 3Institute "TatNIPIneft"
radmir361@mail.ru
Abstract
The task of this work is to study the effect of a reagent of various concentrations on the physical and chemical properties of high-viscosity oil and to select the reagent with the most effective indicators for reducing the viscosity in carbonate reservoirs of medium carbon. The results of the study showed that the reagent was adsorbed on the structure-forming components of the oil and weakened the interaction between them, which led to a decrease in the viscosity of the oil. The greatest reduction in oil viscosity was achieved by introducing 2% of the reagent into the oil emulsion (a decrease in viscosity by 51 mPa * s or 6%), and 3% of the reagent into the dehydrated oil (a decrease in viscosity of 32 mPa*s or 4.9%).
Keywords package is used as a separation method based on the distribution of the
high-viscosity oils, reagent, reduced viscosityr substance between the mobile and stationary phases. SARA analysis was
used to separate the oil into components under laboratory conditions.
Materials and methods
The gas chromatography method using the "TotalChrom" software For citation:
Yuriy V. Volkov, Boris V. Uspensky, Al'bina R. Gainutdinova, Mukhammedrakhim R. Fatkulin, Radmir R. Khaziev. Influence of reagent on the physical and chemical properties of high-viscosity oil and its effectiveness in reducing viscosity // Ekcpozitsiya Net' Gaz = Exposition Oil Gas, 2020, issue 3, pp. 43-46. (In Russ.). DOI:10.24411/2076-6785-2020-10086.
Received: 15.05.2020
Введение
Запасы высоковязкой (ВВН) и сверзвязкой (СВН) нефти, часто называемые нетрадиционными, являются важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли всех успешно развивающихся нефтедобывающих стран мира.
Начало активной разработки
нетрадиционной нефти во многом поменяло саму идеологию и подходы к проектам в нефтяной отрасли, превратив каждый случай в уникальный научно-практический эксперимент.
По данным различных исследователей в России находится более 70 млрд т. прогнозных ресурсов нефти всех типов, освоение которых без инновационных подходов практически
невозможно, даже если их значительные запасы и ресурсы относятсяк благоприятным регионам с довольно развитой инфраструктурой, как, например, в Татарстане, где только СВН добывают по 7,0-7,5 тыс. т/сут., применяя тепловые методы.
В работе проведена серия экспериментов, направленная на уточнение особенностей
физико-химических свойств и состава высоковязкой нефти, важных с позиций организации добычи, промысловой подготовки нефти и выбора направления ее дальнейшей переработки.
Объект исследования
В качестве объекта исследования послужили пробы нефти, отобранные на месторождениях РТ из среднекаменноугольных отложений с карбонатным типом коллектора (По согласованию с недропользователем название месторождений не разглашается).
Выбор объекта исследования обусловлен как сложностью разработки карбонатного коллектора существующими ныне методами, так и физико-химическими свойствами тяжелых нефтей, запасы которых сосредоточены в каменноугольных отложениях. Это обстоятельство требует изучения реологических свойств данного типа нефтей, а также проведения экспериментальных и лабораторных работ по изучению потокооткланяющих свойств вытесняющего агента с целью прогнозного увеличения нефтеотдачи.
Стоит отметить, что выработка тяжелых нефтей в настоящее время сопровождается, в большинстве случаев с применением вторичных методов увеличения нефтеотдачи — применением заводнения залежей. Однако, в целях рациональной выработки запасов тяжелых нефтей необходимо применять и третичные методы увеличения нефтеотдачи с целью совершенствования системы заводнения.
Результаты и обсуждения
Определение физических свойств нефти
Лабораторные испытания проводились на нефтииз месторождений среднего карбона с карбонатным типом коллектора.
Анализ полученных в ходе лабораторных исследований результатов (таб. 1) позволяет классифицировать исследованную нефть как высоковязкую, битуминозную и высокосернистую.
Геохимические исследования нефти
В ходе исследований получены хромато-граммы, по которым производились расчёты и интерпретация полученных результатов.
Для идентификации выделяемых компонентов использовались соответствующие эталоны (н-С18, н-С21), а также эталонные смеси (н-С12 - н-С24). В дальнейшем аномалии (пики) на хроматограммах идентифицировались по принципу, основанному на постоянстве времени удерживания (времени от момента ввода пробы в колонку до выхода максимума пика концентрации) индивидуальных веществ в стандартных условиях определения.
Площади пиков на хроматограмме рассчитывались вручную и с использованием программного пакета «ТЫаЮИгот».
Результаты газохроматографических исследований нефти с подсчитанными биомаркерами представлены в таб. 2.
Рис. t — Реконструкция
условийосадконакопления и степени катагенетической преобразованности ОВ в породе
Fig. t — Reconstruction of sedimentation
conditions and degree of catagenetic transformation organic substance inrocks
Анализ биомаркеров позволяет определить пути миграции нефти из материнской породы в резервуар методом корреляции нефть — нефть и нефть — материнская порода, относительную термическую зрелость, а также возможные процессы вторичного изменения. Из-за их общей устойчивости к атмосферным воздействиям, биодеградации, испарению и другим процессам, биомаркеры также используются в качестве индикаторов загрязнения окружающей среды.
В ходе исследований был построен график распределения коэффициентов пристан/н-С17 и фитан/н-С18 (рис. 1), предложенный американскими учеными Кенноном и Кессоу для определения типа исходного органического вещества (ОВ) и степени его зрелости.
Из графика видно, что исходный образец расположен в области сильно восстановительных условий осадконакопления — мелко-водноморские водорослевые. Тип исходного ОВ пород сапропелевый, генезис - морской. Это подтверждается и отношением пристана к фитану (П/Ф), которое для всех исследуемых образцов s 1, указывая на восстановительные условия фоссилизации ОВ.
Одной из простых и широко применяемых схем разделения нефти на компоненты в лабораторных условиях является SARA-анализ. Этот метод основан на разделении нефти на четыре аналитические группы соединений: насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes — SARA) (рис. 2).
По результатам проведенного группового анализа отмечается небольшое содержание в составе битумоида смолисто-асфальтеновых компонентов — 50,82%.
В составе смол наблюдается преобладание компонентов бензольной фракции. Содержание масляной фракции — 48,78% (таб. 3).
Рис. 2 — Разделение сырой нефти Fig. 2 — Theseparationofcrudeoil
Реагент с концентрацией 7% понизил количество смолисто-асфальтеновых компонентов на 10,99%, тем самым повысив содержание масляных фракций и улучшив свойства нефти (таб. 3) методом фракционирования SARA [1].
В ряде публикаций [2, 3] отмечается, что тенденция к осаждению асфальтенов зависит от соотношения содержания в нефти смол и асфальтенов.
Это соотношение составило 3,6% в исходной нефти и 2,5% для нефти с добавлением реагента с концентрацией 7%, что говорит о высокой устойчивости нефти к образованию отложений асфальтенов, с одной стороны, и снижении устойчивости благодаря реагенту, с другой.
Подбор реагента с наиболее эффективными показателями для снижения вязкости
Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что в процессе вскрытия и эксплуатации продуктивных пластов происходит постепенное ухудшение фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта (ПЗП). Чаще всего это происходит из-за отрицательного влияния воды, образующей с нефтью стабильную эмульсию (рис. 3). При
Таб. 1 — Измерение физико-химических свойств нефти Tab. 1 — Measurement of physical and chemical properties of oil
Определяе- Прибор для Полу-мый параметр измерения ченный нефти результат
Вязкость FUNGILAB 273 мПа*с
Плотность Ареометр 978 кг/м3
Сера СПЕКТРО- 4,52%
СКАН SUL
Таб. 2 — Результаты газохроматографических исследований Tab. 2 — Results of gas chromatographic studies
Биомаркер/Образец P/F (P+F)/(C17+C18) Квн С27/С17 F/C18 P/C17 (2*C29)/(C28+C30) CPI ^ч/Сч
Нефть исходная 0,56 0,75 0,31 0,53 0,97 0,53 0,94 0,92 0,97
Нефть + реагент 1% 0,54 0,61 0,37 0,61 0,80 0,43 0,90 0,91 1,19
Нефть + реагент 3% 0,51 0,69 0,38 0,61 0,92 0,46 0,91 0,91 0,95
Нефть + реагент 5% 0,55 0,71 0,29 0,49 0,94 0,5 0,93 0,89 0,97
Нефть + реагент 7% 0,51 0,6 0,33 0,56 0,81 0,4 1,03 0,97 0,98
Таб. 3 — Результаты проведения экстракции битумоидов и определения их группового
состава
Tab. 3 — Results of bitumoid extraction and determination of their group composition
№№п/п
%
реагента
Групповой состав ХБА,% Смолы
Асфальтены
Рис. 3 — Нефтяная эмульсия [5] Fig. 3 — Oil emulsion [5]
наличии твердых частиц стабильность эмульсий значительно повышается, кроме того, увеличивается их вязкость. Образование эмульсий при добыче нефти — основная причина больших потерь нефти, удорожания ее транспортировки и подготовки к переработке. Поэтому актуальными являются вопросы повышения эффективности процессов добычи, транспорта и подготовки нефти, осложненные образованием эмульсий, на основании исследования влияния на них химических реагентов, применяемых в нефтедобыче, оптимизации использования деэмульгаторов, разработки методов стабилизации работы установок подготовки нефти и технологий обработки водонефтяных эмульсий [4].
Методика лабораторных экспериментов предусматривала добавление реагента различной концентрации от 1 до 7%, механического перемешивания смеси, термоста-тирование в течение 30 минут и проведение измерения вязкости.
Реагент — это раствор на органической основе темно-коричневого цвета, полученный электрохимическим путем из природных гуми-тов и каустобиолитов угольного ряда. Применяемый реагент является естественным для окружающей природной среды, не образует
Бензол сп.бензол ч.к. а.к.
1 0 48,78 26,28 13,49 39,77 7,28 3,77 11,05
2 1 47,81 23,73 15,12 38,85 7,26 6,08 13,34
3 3 47,47 27,77 12,75 40,52 8,17 3,84 12,01
4 5 46,47 31,64 11,78 43,42 6,58 3,53 10,11
5 7 60,17 20,34 7,94 28,28 7,5 4,05 11,55
токсичных соединений в почве, воде, не загрязняет атмосферу, не оказывает негативного влияния на флору, фауну (таб. 4).
Основное действующее вещество реагента как препарата — физиологически активные калиевые соли гуминовых кислот (гума-ты калия). Также в состав препарата входят аминокислоты, углеводы, водорастворимые карбоновыекислоты (щавелевая, янтарная, яблочная, лимонная), элементы минерального питания (азот, фосфор, калий) и микроэлементы (железо, медь, цинк, марганец, бор, молибден и др.).
В серии экспериментов была использована обезвоженная с помощью порошка прокаленного хлористого кальция нефть (рис. 4). Обезвоживание проходило по следующей методике: навеска порошка 200 гр. на дне конической колбы заливалась 500 мл нефти и оставлялась на отстой на 8 дней. В течение этого времени хлористый кальций впитывал в себя всю воду.
Результаты экспериментоввоздействия реагента на вязкость | нефтяной эмульсии (НЭ) и обезвоженной нефти (ОН) среднего карбона представлены в таб. 5 и 6.
Показанные на рис. 5 и 6 кривые, наглядно свидетельствуют о том, что наиболее
Таб. 4 — Характеристика реагента Tab. 4 — Characteristics of the reagent
Определяемый показатель
Внешний вид
Массовая доля влаги
Содержание органического вещества
Содержание калиевых солей гуминовых кислот
Массовая доля калиевых солей гуминовых кислот на сухое вещество, не менее
рН Кс1 суспензии
Массовая доля азота
Массовая доля фосфора
Массовая доля калия
Массовая доля мышьяка
Массовая доля кадмия
Массовая доля ртути
Массовая доля свинца
Эффективная удельная активность радионуклеидов
Удельная активность техногенных радионуклеидов
Массовая концентрация 3,4 бенз(а)пирена
Единица Норма по ТУ измерения 0392-001-99118391-2006
Жидкость темно-корич. цвета
% 86-98
% 8-12
% 4-5
% 70
7,5-10
мг/100 г Не менее 100
мг/100 г Не менее 100
мг/л Не менее 100
мг/л Не более 2
мг/л Не более 0,5
мг/л Не более 2.1
мг/л Не более 32
Бк/л Не более 300
отн. ед. 1 отн. ед
мг/кг Не более 0,02
эффективными оказались концентрации реагента 2% для нефтяной эмульсии и 3% для обезвоженной нефти, снизившие вязкость на 51 и 32 мПа*с., соответственно.
Выводы
Исходя из полученных результатов в ходе проведения исследования, было выявлено, что реагент адсорбировался на структурообразующих компонентах нефти и ослабил взаимодействие между ними, что привело к снижению вязкости нефти.
Наибольшее снижение вязкости удалось достичь при введении 2% реагента в нефтяную эмульсию (снижение вязкости на 51 мПа*с или 6%), и 3 % реагента в обезвоженную нефть (снижение вязкости 32 мПа*с или 4,9 %). Вытеснение нефти водой, которую содержит реагент, связано также с его влиянием на реологические свойства нефти. Введение реагента в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению реагента в ассоциаты ас-фальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
Литература
приведен пример ссылки на журнал, остальные в рекомендациях Ященко И.Г. Ресурсы тяжелых нефтей мира и сравнительный анализ их физико-химических свойств // Экспозиция Нефть Газ. 2012. № 5. С. 47-53. ГОСТ 7.1 - 2003 1. Акбарадзе К., Хаммами А., Харрат А. и др. Асфальтены: проблемы и перспективы. Нефтегазовое обозрение, 2007. 29 с.
Рис. 4 — Обезвоживание нефти Fig. 4 — Oil dehydrating
масла
ц, мПа'с (J. "Па'с
Рис. 5 — Зависимость динамической вязкости нефтяной эмульсии
от концентрации реагента Fig. 5 — Dependence of the dynamic viscosity of the oil emulsion on the concentration of the reagent
Рис. 6 — Зависимость динамической вязкости обезвоженной нефти от концентрации реагента Fig. 6 — Dependence of the dynamic viscosity of dehydrated oil on the concentration of the reagent
. Carnahan N.F and oth. Properties of Resins Extracted from Boscan Crude Oil and Their Effect on the Stability of Asphaltenes in Boscan and Hamaca Crude Oils // Energy & Fuels, 1999, issue 13, pp. 309-314. (In Eng.).
. Khvostichenko D.S., Andersen S.I. Electrodeposition of Asphaltenes. II. Effect of Resins and Additives // Energy & Fuels, 2010, issue 24, pp. 2327-2336. (In Eng.).
. Волков А.А., Балашова В.Д., Коновальчук О.Ю., Волкова И.И. К вопросу разрушения стабильных водонефтяных эмульсий // Нефтегазопромысловое дело. 2013. №5. С. 40-42.
. Первичная подготовка тяжелых нефтей. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://en.ppt-online.org/450714 (дата обращения: 02.04.2020).
Таб. 5 — Действие реагента нанефтяную эмульсию Tab. 5 — Effect of the reagent on the oil emulsion
|j НЭ, мПа*с- 1% 2% 3% 5% 7% Снижение Сни-
при T=21,2C реагента реагента реагента реагента реагента |max, жение
мПа*с |max, %
537
512
505
527
560
583
32
6
Таб. 6 — Действие реагента на обезвоженную нефть Tab. 6 — The action of the reagent on the dehydrated oil
|j НЭ, мПа*с ри T=21,2C
425
1%
реагента 433
2%
реагента 416
3%
реагента 410
5%
реагента 448
7%
реагента 476
Снижение
|max,
мПа*с
15
Снижение |max, %
3,5
ENGLISH
Conclusions
Based on the results obtained during the study, it was found that the reagent was adsorbed on the structure-forming components of the oil and weakened the interaction between them, which led to a decrease in the viscosity of the oil.
The greatest reduction in viscosity was achieved when 2% of the reagent was added to the oil emulsion (a decrease in viscosity by 51 MPa*s or 6%), and 3% of the reagent was added to the dewatered oil (a decrease in viscosity of 32 MPa*s or 4.9 %).
Displacement of oil by water, which contains the reagent, is also associated with its influence on the rheological properties of oil. The introduction of the reagent in the oil leads to the isolation of microcrystals of paraffin and the destruction of spatial structures formed by them, as well as to introduce the reagent into associates of asphalt-resinous substances, resulting in a reduction of the degree of aggregation is ACB (asphalt-resinous substances) in a solution of low molecular weight hydrocarbons and the decrease in the viscosity of the oil.
References
1. Akbaradze K., Khammami, A., Kharrat A., etc. Asphaltenes: problems and prospects. Oil and gas review, 2007. 29 p. (In Rus.).
2. Carnahan N.F and oth. Properties of Resins Extracted from Boscan Crude Oil and Their Effect on the Stability of Asphaltenes in
Boscan and Hamaca Crude Oils // Energy & Fuels, 1999, issue 13, pp. 309-314.
3. Khvostichenko D.S., Andersen S.I. Electrodeposition of Asphaltenes. II. Effect of Resins and Additives // Energy & Fuels, 2010, issue 24, pp. 2327-2336.
4. Volkov A.A., Balashova V.D., Konovalchuk
O.Yu., Volkova I.I. On the issue of destruction of stable water-oil emulsions // Oil and gas industry, 2013, issue 5, pp. 40-42. p. (In Rus.).
5. Primary preparation of heavy oils. Available at: https://en.ppt-online.org/450714 (date accessed: 22.03.2020). (In Rus.).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ | INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Юрий Васильевич Волков, к.г.-м.н., доцент кафедры геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КФУ; старший научный сотрудник ИПЭН АН РТ, Казань, Россия
Борис Вадимович Успенский, д.г.-м.н., зав. кафедрой геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука КФУ; зав. лабораторией геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, Казань, Россия
Альбина Рифкатовна Гайнутдинова, инженер института «ТатНИПИ-нефть», Бугульма, Россия
Мухаммедрахим Ранилевич Фаткулин, инженер кафедры геологии нефти и газа им. академика А.А. Трофимука КФУ, Казань, Россия
Хазиев Радмир Римович, науч. сотр., ИПЭН АН РТ. Казань, Россия Для контактов: radmir361@mail.ru
Yuriy V. Volkov, Ph.D., associate professor, oil and gas geology department named after academician A.A. Trofimuk, Kazan University; senior researcher, IPEM TAS, Kazan, Russian Federation
Boris V. Uspensky, Sc.D., head of oil and gas geology department named after academician A.A. Trofimuk, Kazan University; head of geological and environmental modeling lab, IPEM TAS, Kazan, Russian Federation
Al'bina R. Gainutdinova, engineer, institute "TatNIPIneft", Bugulma, Russian Federation
Mukhammedrakhim R. Fatkulin, engineer, oil and gas geology department named after academician A.A. Trofimuk, Kazan University, Kazan, Russian Federation
Radmir R. Khaziev, researcher, IPEM TAS, Kazan, Russian Federation Corresponding author: radmir361@mail.ru
