Изучение реологических характеристик высоковязкой нефти Мангышлака

Полный текст

Введение

В Западном Казахстане имеется значительное число месторождений высоковязкой и тяжёлой нефти с плотностью более 0,895 г/см³, которые, согласно классификации, относятся к группе битуминозных [1–4]. Такая нефть, как правило, содержится в горизонтах, залегающих на небольших глубинах (400–700 м) [9], где пластовые температуры составляют 30–35°С. Характерной особенностью является низкое газосодержание 8–12 м³/т, малое количество лёгкой фракции, значительное содержание смолисто-асфальтеновых веществ (далее – САВ), обуславливающее высокую плотность. Вязкость тяжёлой нефти носит аномальный характер [5–7]. При достижении критической концентрации САВ наступает резкое изменение реологических свойств, начинают в значительной мере проявляться структурно-механические свойства, что объясняется межмолекулярными взаимодействиями САВ с другими молекулами нефтяной дисперсной системы [3, 4, 8, 9].

Проведенные ранее лабораторные исследования тяжёлой нефти месторождения Каражанбас позволили установить неньютоновские свойства в области температур ниже 50°С. Также было отмечено существенное различие в значениях вязкости при температуре 20–30°С для разных скважин в пределах месторождения [3, 6, 7, 11].

Высокая вязкость создаёт определённые сложности при добыче, сборе и подготовке высоковязкой нефти и требует особых подходов при эксплуатации таких месторождений. Основными методами освоения вязкой нефти в мировой практике являются термические, газовые, химические и физические [10].

На месторождениях Западного Казахстана применяются паротепловое воздействие (месторождение Каражанбас), закачка горячей воды с температурой 90°С и 120°С и полимерное заводнение (месторождение Северные Бузачи). Для повышения нефтеотдачи активно проводятся опытно-промышленные испытания различных современных технологий, оценка эффективности которых осуществляется с применением гидродинамического моделирования. Повышение достоверности расчётов обеспечивается проведением расширенного комплекса лабораторных исследований по определению физико-химических свойств рабочего агента, пластовой и дегазированной нефти. Реологическое поведение нефти в пластовых и поверхностных условиях требует детального изучения в широком диапазоне температур.

Наряду с нефтью месторождения Каражанбас определённый интерес представляют такие месторождения Западного Казахстана, как Северные Бузачи и Жалгызтобе, нефть которых также относится к высоковязким, плотным, смолистым и малопарафинистым, с невысоким выходом светлых фракций. Учитывая стадию разработки месторождений, важно понимать, как зависит реологическая характеристика нефти от обводнённости.

Экспериментальная часть

Для проведения экспериментов была отобрана и изучена нефть месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгызтобе. Изначально определены физико-химические свойства нефти данных месторождений.

Плотность и кинематическая вязкость нефти определены по СТ РК ASTM D 7042. Сущность метода заключается в определении динамической вязкости и плотности жидких прозрачных и непрозрачных нефтепродуктов и сырой нефти. Кинематическая вязкость рассчитывается делением измеренной динамической вязкости на плотность жидкости, полученной при той же температуре испытания. Испытательная проба помещается в измерительные ячейки, находящиеся при тщательно контролируемой и известной температуре. Измерительные контейнеры состоят из пары коаксиальных цилиндров и качающейся U-образной трубки. Динамическая вязкость определяется при уравновешенной скорости вращения внутреннего цилиндра под давлением сдвига испытываемой пробы и индукционного тормоза в совокупности со скорректированными данными. Плотность определяется частотой раскачивания U-образной трубки в совокупности со скорректированными данными. Кинематическая вязкость рассчитывается как частное от деления динамической вязкости на плотность.

Температура застывания определена по ГОСТ 20287-91 (метод Б), сущность которого заключается в предварительном нагревании образца испытуемого нефтепродукта с последующим охлаждением его с заданной скоростью до температуры, при которой образец остаётся неподвижным. Указанную температуру принимают за температуру застывания. Наиболее низкую температуру, при которой наблюдается движение нефтепродуктов в условиях испытания, принимают за температуру текучести.

Содержание парафинов, смол и асфальтенов определялось по ГОСТ 11851-85 (метод А), заключающемуся в предварительном удалении асфальтенов и смол из нефти, их экстракции и адсорбции и последующем выделении парафина смесью ацетона и толуола при температуре -20°С.

Реологические свойства нефти изучены на автоматическом реометре Physica MCR 702, Anton Paar (Австрия). Прибор отличается высокой точностью при изучении свойств различных неньютоновских жидкостей, а также предусматривает встроенный термостат на элементах Пельтье для обеспечения устойчивой температуры изучаемой среды. Сущность метода заключается в изучении взаимосвязи между силами, действующими на исследуемую нефть, и вызванными этими силами деформациями. Проводимые исследования направлены на изучение влияния таких факторов, как напряжение сдвига, скорость деформации и состав среды, на реологическое поведение нефти. Полученные результаты физико-химических свойств представлены в табл. 1.

 

Таблица 1. Основные свойства высоковязкой нефти в среднем по месторождениям Мангышлака

Table 1. Basic average properties of high-viscosity oils from Mangyshlak fields

Месторождение Field	Плотность при 20°С, г/см³ Density at 20°С, g/cm³	Кинематическая вязкость при 20°С, мм²/с Kinematic viscosity at 20°С, mm2/s	Температура застывания, °С Pour point, °С	Содержание, % масс. Content, wt.%			АСПВ в сумме в среднем ARPS in total on average
				парафины paraffins	смолы resins	асфальтены asphaltenes
Каражанбас Karazhanbas	0,9323–0,9450	557,7–1458,3	-16	2,7–3,9	17,1–18,9	3,2–3,9	24,9
Северные Бузачи Northern Buzachi	0,9335–0,9491	625,2–1662,8	-21	1,9–3,1	17,6–18,4	4,1–4,9	25,0
Жалгызтобе Zhalgyztobe	0,9440–0,9496	1379,9–2132,7	-20	3,0–3,3	16,7–18,7	3,7–4,1	24,8

ARPS – asphalt-resin-paraffin substances

 

Как видно из представленных данных, нефть месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгызтобе близка по плотности и содержанию асфальтосмолопарафиновых веществ (далее – АСПВ). Нефть данных месторождений характеризуется высоким содержанием смол (порядка 18%) и асфальтенов (3–5%). Содержание парафинов относительно невысокое – 2–3%, что обуславливает отрицательную температуру застывания от -16°С до -21°С.

На рис. 1–3 представлены зависимости динамической вязкости от температуры для нефти разных скважин месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгызтобе.

 

Рисунок 1. Зависимость динамической вязкости от температуры нефти месторождения Каражанбас

Figure 1. Dependence of dynamic viscosity on temperature of oil from the Karazhanbas field

 

Рисунок 2. Зависимость динамической вязкости от температуры нефти месторождения Северные Бузачи

Figure 2. Dependence of dynamic viscosity on temperature of oil from the Northern Buzachi field

 

Рисунок 3. Зависимость динамической вязкости от температуры нефти месторождения Жалгызтобе

Figure 3. Dependence of dynamic viscosity on temperature of oil from the Zhalgyztobe field

 

Общий характер кривой зависимости вязкости от температуры для высоковязкой тяжёлой нефти разных месторождений одинаков. Как видно из результатов исследований, у высоковязкой смолистой нефти месторождений Западного Казахстана резкое увеличение вязкости в рассматриваемом температурном интервале наблюдается при снижении температуры от 60°С до 20°С. С повышением температуры выше 60°С снижение вязкости становится незначительным.

Из представленных данных видно, что, по аналогии с месторождением Каражанбас, вязкость высоковязкой нефти месторождений Северные Бузачи и Жалгызтобе для разных скважин в пределах одного месторождения, несмотря на близкий состав по содержанию АСПВ, может существенно различаться при снижении температуры до 20–30°С. Сопоставление вязкости нефти разных скважин с плотностью показывает, что при заданной температуре вязкость растёт с повышением плотности нефти. Данная тенденция характерна для каждого рассмотренного месторождения (рис. 4–6).

 

Рисунок 4. Сопоставление вязкости нефти с плотностью месторождения Каражанбас

Figure 4. Comparison of the Karazhanbas field oil’s viscosity and density

 

Рисунок 5. Сопоставление вязкости нефти с плотностью месторождения Северные Бузачи

Figure 5. Comparison of the Northern Buzachi oil’s viscosity and density

 

Рисунок 6. Сопоставление вязкости нефти с плотностью месторождения Жалгызтобе

Figure 6. Comparison of the Zhalgyztobe oil’s viscosity and density

 

На рис. 7–9 представлены результаты определения динамической вязкости при температуре 20°С и содержания АСПВ в нефти разных скважин месторождений Каражанбас, Северные Бузачи и Жалгызтобе.

 

Рисунок 7. Сопоставление вязкости нефти с содержанием АСПВ на примере нефти скважин месторождения Каражанбас

Figure 7. Comparison of oil viscosity and ARPS content using the oil sample from the Karazhanbas wells

 

Рисунок 8. Сопоставление вязкости нефти с содержанием АСПВ на примере нефти скважин месторождения Северные Бузачи

Figure 8. Comparison of oil viscosity and ARPS content using the oil sample from the Northern Buzachi wells

 

Рисунок 9. Сопоставление вязкости нефти с содержанием АСПВ на примере нефти скважин месторождения Жалгызтобе

Figure 9. Comparison of oil viscosity and ARPS content using the oil sample Zhalgyztobe wells

 

Как видно из представленных графиков (рис. 7–9), чёткой зависимости между значениями вязкости и содержанием смол, асфальтенов и парафинов в нефти всех трёх рассматриваемых месторождений не выявлено.

Для понимания причин различия плотности и вязкости нефти скважин в пределах одного месторождения при близких значениях содержания смол, асфальтенов и парафинов необходимо в дальнейшем изучение группового углеводородного состава с применением современных методов, таких как ИК-спектрометрия Фурье, SARA анализ и другие, дающих более детальное представление о составе тяжёлой высоковязкой нефти.

В ходе изучения аномально-вязкостных свойств нефти месторождений Мангышлака для выявления температурного интервала, где проявляются неньютоновские свойства тяжёлой нефти, были проведены лабораторные исследования по определению характера изменения реологической кривой течения нефти месторождений Северные Бузачи и Каражанбас при различных температурах (0°С, 30°С и 50°С) с помощью измерений на автоматическом реометре MСR 702, который позволяет выполнять широкий диапазон статических и динамических тестов как в режиме контролируемого напряжения, так и в режиме контроля скорости сдвига. Скорость сдвига изменялась от 0,1 до 100 с^-1.

Экспериментальные исследования проводились как для безводной нефти, так и для нефти с содержанием воды. При приготовлении нефтяных эмульсий с различной обводнённостью было установлено, что в нефти месторождений Северные Бузачи и Каражанбас максимальное содержание связанной воды составляет 60% и 70% соответственно.

Опытные значения измерений напряжений сдвига при разных скоростях сдвига представлены на рис. 10–12 для нефти месторождения Северные Бузачи и на рис. 13–15 для нефти месторождения Каражанбас.

 

Рисунок 10. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Северные Бузачи при Т = 0°С

Figure 10. Dependence of shear stress on shear rate of the Northern Buzachi field at T = 0°C

 

Рисунок 11. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Северные Бузачи при Т = 30°С

Figure 11. Dependence of shear stress on shear rate of the Northern Buzachi field at T = 30°C

 

Рисунок 12. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Северные Бузачи при Т = 50°С

Figure 12. Dependence of shear stress on shear rate of the Northern Buzachi field at T = 50°C

 

Рисунок 13. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Каражанбас при Т = 0°С

Figure 13. Dependence of shear stress on shear rate of the Karazhanbas field at T = 0°C

 

Рисунок 14. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Каражанбас при Т = 30°С

Figure 14. Dependence of shear stress on shear rate of the Karazhanbas field at T = 30°C

 

Рисунок 15. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига месторождения Каражанбас при Т = 50°С

Figure 15. Dependence of shear stress on shear rate of the Karazhanbas field at T = 50°C

 

Обсуждение результатов

Анализируя полученные результаты по исследованию реологического поведения высоковязкой тяжёлой нефти с разной обводненностью, необходимо отметить, что при пластовых значениях температуры 30°С и ниже нефтяная эмульсия месторождений Северные Бузачи и Каражанбас проявляет выраженные свойства псевдопластичной жидкости (рис. 10–15). Наиболее ярко неньютоновские свойства проявляются при высоком содержании связанной воды (более 50%). Выраженность неньютоновских свойств нефти Западного Казахстана обусловлена повышенным содержанием высокомолекулярных компонентов: асфальтенов, смол и парафинов. Образование структурированных систем из частиц смол и асфальтенов наблюдается при течении со сравнительно низкими скоростями сдвига. По полученным результатам при пластовой температуре 30°С для водонефтяных эмульсий, по сравнению с безводной нефтью месторождений Северные Бузачи и Каражанбас, требуется значительно более высокое напряжение сдвига. При уменьшении содержания связанной воды и с увеличением температуры кривые течения нефти ближе к ньютоновским жидкостям.

Проявление тяжёлой нефтью аномалий вязкости приводит к различным осложнениям при разработке месторождения: возрастает неравномерность продвижения нефти на различных на участках пласта, увеличивается количество попутно-добываемой воды в составе добываемого флюида, уменьшается охват пласта фильтрацией и вытеснением. Несмотря на отрицательные температуры застывания, для смолистой нефти также имеет место проблема транспорта.

Полученные результаты имеют практический интерес. При создании композиционной модели для использования в гидродинамической модели и технологическом моделировании системы сбора и транспорта тяжёлой высоковязкой нефти необходимо учитывать реологические характеристики нефти конкретного месторождения.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом Саенко О.Б. – генерация идеи исследования, постановка задач, редактирование рукописи, Секребаева Б.С. – детальный анализ, проведение исследований, интерпретация и систематизация результатов, написание рукописи, Аяпбергенов Е.О. – анализ и проверка результатов исследований, написание и редактирование рукописи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Olga B. Sayenko – generating research ideas, setting objectives, editing the manuscript; Bazargul S. Serkebayeva – detailed analysis, conducting research, interpretation and systematization of results, writing the manuscript; Yerbolat O. Ayapbergenov – analysis and verification of research results, writing and editing of the manuscript.

Об авторах

Ольга Бертовна Саенко

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Автор, ответственный за переписку.
Email: o.sayenko@kmge.kz
Казахстан, г. Актау

Базаргуль Серкебаевна Серкебаева

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Email: b.serkebayeva@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0002-0288-7210
Казахстан, г. Актау

Ерболат Озарбаевич Аяпбергенов

Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»

Email: e.ayapbergenov@kmge.kz
ORCID iD: 0000-0003-3133-222X
SPIN-код: 8911-5755
Казахстан, г. Актау

Список литературы

Дополнительные файлы