CC BY
37
Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, H.A. Аббакумова, Г.В. Романов
Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН, Казань
Petrova@iopc.knc.ru
ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ СОСТАВА ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ
Для изучения закономерностей формирования состава остаточных нефтей под действием различных техногенных процессов являются информативными данные массового распределения фракций легких и тяжелых н-алканов С13-С15 и С25-С27, соответственно. Если основные изменения в составе нефти связаны с адсорбционно-хроматографическим процессом, то в составе алканов сохраняется обратно пропорциональная зависимость распределения фракций легких и тяжелых гомологов. При биохимическом окислении и отложении в пласте твердых парафинов закономерность их распределения нарушается.
При изучении физико-химических процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматривают как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой, и именно характеристики породы определяют коэффициент нефтеотдачи пласта (проницаемость, пористость, неоднородность капилляров, удельная поверхность, смачиваемость и т.д.). В начальный период разработки залежи, когда нефть представляет собой молекулярный раствор, это является оправданным.
риламида с более высоким содержанием ионогенных групп (Чичканов и др., 2003) хотя и намного ниже значений а для аналогичных по составу сополимеров акрила-мида при адсорбции их на модельных твёрдых адсорбентах типа охры и каолина (Мягченков и др., 1998).
В заключении можно отметить, что проведённый нами анализ влияния природы и концентрации (со)полимеров, соотношения фаз в прямой эмульсии нефти, а также скорости турбулентного потока со всей очевидностью показал необходимость учёта этих параметров при разработке наиболее рациональных и доступных режимов скоростной транспортировки этих эмульсий по трубопроводам в
Анали- Динамическая Расход Скорость
зируемая система вязкость, •103 Пас Р, атм жидкости, •105 м3/с потока, м/с Re*10"3 Т
5 1,63 7,51 12,39 —
Вода 1,006 10 2,84 13,13 21,65 —
15 3,63 16,78 27,67 —
5 1,61 7,42 9,87 —
Эмульсия 1,228 10 2,75 12,73 16,93 —
15 3,61 16,68 22,18 —
Эмульсия 5 1,97 9,09 11,91 0,225
+0,0004% 1,247 10 3,12 14,42 18,90 0,133
сополимера 15 3,9 18,02 23,60 0,080
Эмульсия 5 2,01 9,30 12,13 0,253
+0,0008% 1,253 10 3,21 14,85 19,35 0,166
сополимера 15 3,99 18,46 24,07 0,107
Эмульсия 5 2,25 10,40 13,19 0,402
+0,002% 1,289 10 3,59 16,61 21,08 0,306
сополимера 15 4,49 20,77 26,35 0,246
Эмульсия 5 2,36 10,89 13,11 0,468
+0,004% 1,357 10 3,86 17,86 21,51 0,404
сополимера 15 4,84 22,39 26,96 0,344
Эмульсия 5 2,33 10,77 12,42 0,453
+0,008% 1,418 10 4,07 18,81 21,71 0,480
сополимера 15 5,23 24,16 27,88 0,451
Эмульсия 5 2,27 10,48 11,63 0,415
+0,012% 1,475 10 4,09 18,92 21,00 0,489
сополимера 15 5,27 24,36 27,03 0,463
Табл. 1. Некоторые гидродинамические показатели 10 % прямой эмульсии нефти в присутствии различным концентраций сополимера А.* - Яе - число Рейнольдса.
Некоторое ухудшение состава и свойств нефтей может происходить в результате:
- снижения пластового давления и выделения газа;
- хроматографического разделения нефти при ее продвижении по пласту;
- биодеградации под действием пластовой микрофлоры;
- растворения компонентов в омывающей нефть воде и окисления кислородом, внесенным в пласт с закачиваемой водой.
присутствии полимерных присадок и необходимость дальнейшего более углубленного изучения влияния каждого из этих факторов на результирующий макроскопический эффект снижения гидравлического сопротивления турбулентный водно-нефтяных потоков.
Литература
Брезицкий C.B. и др. Обеспечение надёжности промысловых трубопроводов на месторождениях ТНК. Нефтяное хозяйство, 12. 2002. 106-110.
Мягченков B.A., Барань Ш. (Баран A.A.), Бектуров Е.А., Були-дорова Г.В. Полиакриламидные флокулянты. Казань: КГТУ, 1998.
Мягченков В.А., Крупин C.B., Чичканов C.B. Влияние природы и концентрации водорастворимых сополимеров и их смесей на величину эффекта Томса. Нефтяное хозяйство, 12, 2002. 118-119.
Мягченков В.А., Чичканов C.B. Зависимость эффекта Томса от концентрации ионогенных сополимеров акриламида, ионной силы и природы электролита. Журнал прикладной химии. Т. 76. Bbm. 5. 2003a. 842-846.
Мягченков B.A., Чичканов C.B. Bлияние концентрации и молекулярных параметров сополимеров акриламида с акрилатом натрия на величину эффекта Томса в прямых эмульсиях нефти. Журнал прикладной химии. Т. 76. Bbra. 11. 20036. 1901-1905.
Мягченков B.A., Чичканов C.B. Bлияние концентрации водорастворимых полимеров и ионной силы на величину эффекта Томса в прямых нефтяных эмульсиях. Нефт. хозяйство, №1, 2004. 93-95.
Николаев A.Ô., Охрименко Г.И. Водорастворимые полимеры. Л.: Химия, 1979.
Порайко И.Н. Применение полиакриламида в технологических процессах, связанных с добычей нефти. Темат. науч.-техн. обзор. М.: BHÈÈO3Hr, 1974.
Cюняев З.И., Cюняев Р.З., Cафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990.
Тронов B.Ï. Промысловая подготовка нефти. Казань, 2000.
Чичканов C.B., Мягченков B.A. Некоторые аспекты проблемы снижения гидравлического сопротивления в турбулентных потоках прямых эмульсий нефти. Вестник Казанского технологического университета, 1-2. Казань: КГТУ. 2003. 322-334.
Mjagchenkov V.A., Chichkanov S.V., Proskurina V.E., Krupin S.V. Synergism and antagonism of acrylamide copolymers and surfactants in drag reduction of turbulent aqueous flows. Georesources, 6, 2002. 19-23.
^научно-технический журнал v
Георесурсы К4Ш
Возможно также изменение фазового состояния нефти, связанное с выпадением из нее твердых парафинов в результате охлаждения пласта закачиваемой водой.
Первые комплексные исследования состава и свойств остаточных нефтей, формирующихся при использовании гидродинамических методов, проведены (Курбский и др., 1985) в лаборатории химии и геохимии нефти ИОФХ КазНЦ РАН.
На начальном этапе эксплуатации заводнением основной причиной физико-химического изменения нефти является протекание адсорбционно-хроматографического процесса. Сопоставление состава и свойств подвижной части пластовой нефти, к которой можно отнести добываемую скважинным способом нефть, и ее неподвижной части - остаточной нефти, которая содержится в нефтена-сыщенном керновом материале, позволяет охарактеризовать особенности состава и свойств остаточных нефтей на поздней стадии разработки, за формирование которых ответственным в основном является адсорбционно-хро-матографический процесс.
При фильтрации нефти в пористой среде пласта происходит сдвиг и, следовательно, добыча наиболее подвижных компонентов (Петрова и др., 1994). Более тяжелые компоненты отстают в случае гидрофильного коллектора, когда нефть находится в центре порового пространства, или находятся в виде пленки на поверхности пор, если она обладает гидрофобным типом смачивания. Поэтому остаточные нефти характеризуются повышенными значениями плотности и вязкости по сравнению с добываемыми нефтями (Табл.).
В остаточных нефтях полностью отсутствуют легкоки-пящие углеводороды от начала кипения до 2000С (Табл.). При вытеснении подвижной нефти в остаточных нефтях наблюдается увеличение относительной доли смолисто-асфальтеновых веществ (Петрова и др., 1995). По сравнению с другими компонентами они обладают большей адсорбционной способностью и, поэтому, наиболее склонны к образованию граничных слоев на гидрофобной поверхности поровых каналов. Смолисто-асфальтеновые вещества при определенном содержании обуславливают также структурирование остаточной нефти во внутрипоро-
ю
2 6
0) g
18 20 22 24 26 28 Число атомов углерода I I н-алканы иэопренаны
20 22 24 26 28 Число атомов углерода
Рис. 1. Молекулярно-массовое распределение алканов в углеводородном составе нефти: а - добываемой, б - остаточной.
вом пространстве гидрофильного коллектора. Соотношение содержания наименее полярных компонентов - масел и наиболее полярных - спирто-бензольных смол в остаточных нефтях значительно ниже, чем в добываемых нефтях.
В составе масляных углеводородов можно наблюдать перераспределение между подвижной и неподвижной частями нефти (Рис. 1). Оно заключается в более высоком содержании легких низкомолекулярных парафиновых углеводородов в добываемых нефтях и в более высоком вкладе тяжелых гомологов в остаточных нефтях (Петрова и др., 1998).
При заводнении изменение состава нефти может происходить за счет процесса растворения в закачиваемой воде некоторых компонентов нефти. Наиболее заметные изменения происходят в хорошо дренируемых участках
Месторождение, площадь Номер скважины Плотность г/см3 Вязкость* сСт Содержание серы, мас.% Компонентный состав, мае. %**
Пласт фракция н.к.-200°С М с6 Ссп-б А
Остаточные нефти
Миннибаевская 20399 Д1-в 0.9359 16.9 1.8 - 64.6 14.5 15.4 5.4
9566д Д1 0.9315 14.8 1.7 - 68.1 15.9 10.3 5.8
10891 -«- 0.9247 - 2.2 - 67.5 15.0 13.0 4.5
Зеленогорская 3711д Дьа 0.9331 - - - 57.4 17.8 13.9 10.9
«-« 19912 Д1-Г 0.9354 17.6 2.6 - 64.5 11.7 13.9 9.9
Азнакаевская 24584 Д1 0.9450 24.3 1.8 - 69.3 12.5 13.4 4.9
Миннибаевская 118а Cl-вв 0.9282 17.6 1.7 - 57.2 21.2 12.2 9.4
«-« 26893 Cl-вв - - 2.6 - 56.4 20.1 15.1 7.7
Добываемые нефти
Миннибаевская 20399 Д1 0.8815 144.5 1.2 19.9 56.1 13.2 6.2 4.6
9566д Д1-в 0.8833 24.7 - 15.2 57.6 14.5 5.9 2.7
10891 -«- 0.8601 14.9 1.4 23.4 52.8 15.7 4.8 3.2
Зеленогорская 3711с) Д1-Г 0.8825 30.4 1.6 19.0 55.7 16.1 4.5 4.7
«-« 19912 -«- 0.8991 17.6 1.8 18.8 57.7 13.4 4.5 6.6
Азнакаевская Миннибаевская 24584 118а Д1 Cl-BB 0.8864 0.9144 23.0 108.7 1.6 3.6 21.3 11.2 56.0 52.3 12.4 19.6 6.7 7.9 1.4
5.6
«-« 26893 Cl-BB 0.9100 81.4 1.9 12.3 53.2 19.8 6.9 7.8
Табл. Состав и свойства нефтей. *Для остаточныгх нефтей определена при 100°С, а добыгваемыгх нефтей - при 20°С. **М -масляныге углеводородыI, С6 - бензольныге смолыг, Ссп е - спирто-бензольныге смолыг, А - асфальтеныг.
научно-технический журнал
I еоресурсы з (22) 2007
12 14 16 18 20 22 24 26 Число атомов углерода
I I и-алканы изопренаны
28 30
32
12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 Число атомов углерода
Рис. 2. Молекулярно-массовое распределение алканов в углеводородном составе нефти: а - до биодеградации, б - после биодеградации.
пласта при длительной эксплуатации с высоким водонеф-тяным фактором. При разработке на режиме истощения или добыче слабо обводненной нефти эффект растворения незначителен вследствие малого объема контактирующей с нефтью воды. Исследование состава водорастворимых компонентов, выделенных экстракцией водных настоев товарных нефтей четырех НГДУ ОАО «Татнефть» показало, что растворимость компонентов составляет 23 - 38 мг/л или 0,04 - 0,07% на нефть. Они представлены низкомолекулярными алкановыми углеводородами и ге-тероатомными соединениями.
Не следует исключать также влияние на состав нефтей микробиологических процессов. Процессы биодеградации сначала развиваются на границе с опресненной зоной, а по мере заводнения пласта пресной водой и снижении минерализации пластовой воды могут распространиться на все дренируемые области. Анализ молекулярно-массового распределения алканов в составе углеводородов добываемых нефтей (Петрова и др., 2006) в динамике разработки участка с использованием технологии, основанной на активации пластовой микрофлоры, дает уникальную возможность не на модельных опытах, а на природных объектах выявить возможные изменения нефтей при длительной закачке в пласты воды без противобактериальной обработки.
10 15 20 25
Содержание С25-С27,%
Рис. 3. Зависимость содержания фракций легких и тяжелых н-алканов в нефтях: добыгваемыгх и остаточныгх - при биодеградации - щ, при отложении твердыгх парафинов -
Изменения наблюдаются преимущественно в области низкомолекулярных алканов (Рис. 2). Если до активации микрофлоры содержание н-алканов превышало содержание изопренанов, то через год после применения - стало меныше (увеличение значений ЕмзоП/ЕнП в 1,1 - 1,3 раза и К/ в 1,3 - 1,6 раза). Парафиновые углеводороды нераз-ветвленного строения с числом атомов углерода от 12 до 20 потребляются бактериями прежде углеводородов этого ряда с болышим числом атомов углерода (значения D снижаются в 1,4 - 1,7 раза). Легкие изопреноидные углеводороды подвержены биодеградации в менышей степени, чем их неразветвленные гомологи (значения D снижаются в 1,1 - 1,2 раза). Пластовая микрофлора проявляет избирателыную способносты к исполызованию алкановых углеводородов по сравнению с циклическими углеводородами различного состава и строения (значения пф снижаются в 2,6 - 4 раза).
Особенно глубокое преобразование нефтей происходит в случае изменения фазового состояния нефтяной системы при выпадении твердых парафинов при изменении термобарических условий в пласте (Петрова и др., 2005). Наблюдается перераспределение компонентов между извлекаемой и остающейся в пласте нефтыю. Оно проявляется в увеличении в остаточной нефти содержания масляных углеводородов. В добываемых нефтях на тяжелые н-алканы приходится лишы 20 - 24%. В остаточных нефтях их доля соответствует 69 - 74%.
Данные молекулярно-массового распределения парафиновых углеводородов являются информативными для вышвления различных процессов, протекающих в пласте. На рис. 3 приведена зависимосты распределения фракций низкомолекулярных н-парафинов состава С13-С15 и их высокомолекулярных гомологов С25-С27 в остаточных и добываемых нефтях. Если основные изменения в составе остающейся в пласте нефти связаны с уменышением содержания легких компонентов и накапливанием тяжелых компонентов, то в составе алканов сохраняется закономер-носты распределения фракций легких и тяжелых гомологов. При биохимическом окислении и отложении в пласте твердых парафинов закономерносты их распределения нарушается. При биохимическом окислении в нефти исчезают сначала легкие н-алканы, а затем тяжелые гомологи. В случае выпадения в пласте твердых парафинов в остаточных нефтях наблюдается увеличение содержания фракции высокомолекулярных н-алканов.
Литература
Курбский Г.П., Романов Г.В., Петрова Л.М. и др. О программе исследования остаточных нефтей. Тез.докл. Грозный. 1985. 36-37.
Петрова Л.М, Романов Г.В., Лифанова Е.В. Оценка степени деградации остаточных нефтей. Нефтехимия. Т.34. №2. 1994. 145-150.
Петрова Л.М., Лифанова Е.В., Юсупова Т.Н. и др. Структурно-групповой состав смолисто-асфальтеновых компонентов остаточных и добываемых нефтей. Нефтехимия. Т.35. №6. 1995. 508-516.
Петрова Л.М., Юсупова Т.Н., Фосс Т.Р., Семкин В.И., Романов Г.В. Особенности формирования углеводородного состава остаточных нефтей заводняемых пластов. Нефтехимия. Т.38. №3. 1998.
Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Аббакумова H.A., Романов Г.В. и др. Влияние микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи на состав нефтей. Технологии нефти и газа. №4. 2006. 46-50.
Петрова Л.М., Фосс Т.Р., Юсупова Т.Н. и др. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений. Нефтехимия. Т.45. №3. 2005. 189-195.
3 (22) 2007
^ научно-техническим журнал
Георесурсы
