ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТИКСОТРОПНЫХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ТАЗОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Легкоконец В.А.¹, Орлов М.С.², Сюзев О.Б.³

¹Студент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», ²Магистр, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», ³Заведующий лабораторией «Повышения нефтеотдачи пластов», Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТИКСОТРОПНЫХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ТАЗОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Аннотация

Данная статья посвящена изучению реологических и тиксотропных свойств высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения. Рассмотрена методика проведения эксперимента по изучению динамической вязкости на ротационном вискозиметре; построены график зависимости динамической вязкости данной нефти от температуры, график зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига при различных температурах;  проведен анализ результатов исследований и сделаны выводы о необходимости применения различных методов повышения нефтеотдачи на данном месторождении.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, реотест, вязкость, тиксотропные свойства, нефтяная оторочка, нефтегазоконденсатное месторождение, Тазовское месторождение.

Legkokonets V.A.¹, Orlov M.S.², Sjuzev O.B.³

¹Student, National Mineral Recourses University (University of Mines), ²MSc, National Mineral Recourses University (University of Mines), ³Head of  the enhance oil recovery laboratory, National Mineral Recourses University (University of Mines)

INVESTIGATION OF REOLOGICAL AND THIXOTROPIC PROPERTIES OF HIGH-VISCOSITY OIL OF THE OIL-GAS CONDENSATE FIELD “TAZOVSKOE” TO VALIDATE METHODS OF WELL EXPLOITATION

Abstract

The article contains information about experimental technique of studying dynamic viscosity with rotational viscometer; graph of dynamic viscosity vs. temperature and graph of shear rate from shear stress under different temperatures were plotted; the results of investigations have been analyzed and the conclusions about necessity of using of different methods of enhanced oil recovery were drawn.

Keywords: heavy oil, rheotest, viscosity, thixotropic properties, oil rim, oil-gas condensate field, Tazovskoe field.

Методы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами на сегодняшний день позволяют получить коэффициент извлечения нефти максимум до 30%. Совершенствование методов повышения нефтеотдачи пластов невозможно без детальных фильтрационных исследований, а также без исследований реологических свойств нефти.

На территории России основными районами, где сосредоточено подавляющее большинство залежей тяжелой нефти, являются Западная Сибирь, Республика Коми, Архангельская область [1].

Более 50 лет ведется промышленная добыча нефти в Западной Сибири. Месторождения, открытые в этом регионе, послужили основой создания мощного нефтегазового комплекса. Сейчас это крупнейший нефтегазоносный и нефтегазодобывающий район России, включающий в себя территории Томской, Тюменской, Омской и Новосибирской областей, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов, а также прилегающий шельф Карского моря.

В связи с большим количеством месторождений с залежами как газа так и нефти (газовые с нефтяной оторочкой, нефтегазоконденсатные, газонефтяные, нефтегазовые) в этом регионе, остро встает вопрос о первоочередной разработке нефтяных оторочек таких месторождений. Образцы нефти, результаты исследования реологических свойств которой приведены в данной работе, были отобраны из нефтяной оторочки пласта коллектора Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения.

Запасы месторождения являются трудно-извлекаемыми. Нефть относится к классу тяжелых (0,920 – 0,930 кг/м³), высоковязких (180 мПа^.с), малосернистых (0,23%), малопарафинистых (0,24%) и смолистых (смол 7,16%, асфальтенов 0,29%), давление насыщения нефти газом 8,5 МПа, газовый фактор – 26 м³/м³. Глубина залегания продуктивных нефтяных пластов 1050 - 1070 м; залежь по типу газонефтяная, сводовая, массивная, водоплавающая, тектонически экранированная; коллектор терригенный.

Авторами данной работы были проведены детальные исследования реологических и тиксотропных свойств нефти Тазовского месторождения.

Перед началом изложения результатов исследований, необходимо определиться с термином «тиксотропная жидкость» и описать методику проведения лабораторных экспериментов. Для тиксотропных жидкостей с увеличением продолжительности воздействия постоянного напряжения сдвига  пространственная структура начинает разрушаться и текучесть  растет. После снятия напряжения сдвига пространственная структура  тиксотропной жидкости постепенно восстанавливается и она перестает течь. Примером таких жидкостей являются многие краски. Все тиксотропные жидкости относятся к неньютоновским жидкостям, [3] то есть к жидкостям, поведение которых не подчиняется закону вязкого трения Ньютона [2]. Для описания свойств неньютоновских нефтей обычно используют понятие эффективной или кажущейся вязкости . Величина эффективной вязкости нефти при различных скоростях и напряжениях сдвига определяется расчетным путем с использованием известной формулы:

где τ - мгновенное значение напряжение сдвига, Па; γ - мгновенное значение скорости сдвига, 1/с.

Эффективная вязкость есть некоторая условная характеристика, определяемая как отношение напряжения сдвига к скорости сдвига. Этот динамический параметр широко используется в реологии и позволяет рассматривать неньютоновские нефти как системы с переменной вязкостью, величина которой зависит от скорости (напряжения) сдвига. Такая зависимость вязкости от скорости сдвига носит название аномалии вязкости. Жидкости с переменной вязкостью принято называть аномально вязкими или аномальными [4,6].

Для исследования реологических и тиксотропных свойств нефти Тазовского месторождения были проведены исследования при различных температурах на приборе Rheotest RN 4.1 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Национального минерально-сырьевого университета «Горный». Эксперименты проводились по следующей методике. В начале эксперимента скорость сдвига постепенно увеличивалась до значения 300 1/с в течение 300 секунд (прямой ход на графике), после она поддерживалась  на этом значении еще 300 секунд (ожидание разрушения структуры), затем скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля также за 300 секунд (обратный ход на графике). Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах одного цикла, характеризует степень тиксотропии жидкости, то есть величину механической энергии, необходимую для разрушения внутренней структуры нефти, отнесенную к единице объема жидкости. Очевидно, что чем больше площадь петли гистерезиса, тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данной температуре [5-7].

Рис.1 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у нефти Тазовского месторождения при различных температурах

 

Как видно из рисунка 1, нефть данного месторождения является ньютоновской жидкостью при пластовой температуре (26) несмотря на высокое содержание в ней смол (7,16%). Вероятно, это связано с низким содержанием асфальтенов (0,29%), которые являются основными структурообразующими компонентами тяжелых высоковязких нефтей других месторождений [5], и парафинов (0,24%) в данной нефти. Однако, при снижении температуры ниже пластовой, нефть проявляет тиксотропные свойства, а при 10 петля гистерезиса имеет значительную площадь.

Помимо тиксотропных свойств у данной нефти также было исследовано изменение динамической вязкости с повышением температуры. В результате эксперимента был построен график зависимости динамической вязкости данной нефти от температуры.

На рисунке 2 видно, как вязкость нефти месторождения резко падает с 526 мПа^.с до 93 мПа^.с при изменении температуры от 10 до 40, последующее нагревание ведет к более плавному уменьшению вязкости. При температуре 80 наблюдается уменьшение вязкости приблизительно в 5 раз по сравнению с вязкостью в пластовых условиях. Это связано с понижением вязкости смол, которые содержатся в данной нефти.

Рис. 2 - Зависимость эффективной вязкости дегазированной нефти продуктивного пласта месторождения

 

При анализе графиков, построенных для нефти данного месторождения, можно сделать следующий вывод: при температурах равной и выше пластовой – нефть Тазовского месторождения является ньютоновской жидкостью, что свидетельствует о 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) 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 (40и 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.