Ключевые слова: высоковязкая нефть, лабораторные исследования, добыча нефти, реологические свойства, рыхлые породы

Key words: heavy oil, laboratory research, oil production, rheological properties, loose rocks

 

Аннотация

В работе представлены результаты получения высоковязкой нефти из рыхлых пород с последующим изучением реологических свойств и фракционного состава. Установлено, что метод горячей экстракции хлороформом имеет незначительные преимущества в области выделения более тяжелой фракции нефти.

Abstract

The paper presents the results of obtaining heavy oil from loose rocks with subsequent study of the rheological properties and fractional composition. It was found that the method of hot extraction with chloroform has insignificant advantages in the field of separation of the heavier fraction of oil.

 

Запасы сверхвязкой нефти (СВН) и природных битумов (ПБ) в мире превышают в несколько раз запасы нефти легкой нефти. По данным 2012 года мировые запасы СВН и ПБ располагаются в 63 нефтегазовых провинциях (НГП) и оцениваются от 550 млрд. до 1 триллиона м³. Больше половины из них — являются доказанными запасами, остальные прогнозными.

Мировые запасы СВН оцениваются в 350 млрд. м³ и сосредоточены в Венесуэле, Канаде, России, Китае, Индии. Около третей части этих запасов является доказанными. Запасы СВН и ПБ Евразии расположены  в России (Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Западно-Сибирская НГП), Казахстане, Румынии.

Основные запасы сверхвязкой нефти (СВН) и ПБ в мире сосредоточены в Венесуэле, Канаде, России и США. При истощении запасов обычной нефти, страны со значительными запасами СВН смогут  влиять на мировую экономику (при условии окупаемости методов разработки месторождений с СВН и ПБ).

Самые больше запасы ПБ найдены в Канаде. Далее следует США, Россия и др. Крупнейшими месторождениями битума в Канаде являются: Атабаска, Коулд-Луйк, Пис Ривер, Вабаска; в Венесуэле – Фаха. Россия считается третьей (после Канады  и Венесуэлы) страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. По оценкам компании Schlumberger запасы тяжелой нефти в РФ составляют 13,4 млрд.т, а природных битумов — 33,4 млрд.т. На территории России ресурсы и запасы тяжелой нефти сосредоточены в Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Западно-Сибирской НПГ [1].

В качестве первого проекта ПАО «НК «Роснефть» по разработке сверхвязкой нефти с вязкостью более 10000 мПа∙с в пластовых условиях выбрана залежь СВН пласта У2 Карабикуловского месторождения.

Карабикуловское нефтяное месторождение находится в северной части Самарской области, на территории Шенталинского административного района, в 180 км к северо-востоку от областного центра г. Самара.

Ближайшим разрабатываемым месторождением-аналогом является Ашальчинское месторождение (Республика Татарстан).  Оба указанных месторождения сверхвязкой нефти, расположены в зоне распространения природных битумов западного склона Южно-Татарского свода.

При построении качественной гидродинамической модели нефтяной залежи с надлежащей точностью с помощью физических зависимостей свойств должны быть описаны коллектор и заполняющие его флюиды.

Основной проблемой получения представительной пробы сверхвязкой нефти связанно с  отсутствием эксплуатационных объектов в регионе Самарской области.

Неглубокозалегающие пласты (150-200 м) с низким пластовым давлением, низкая пластовая температура (8 ⁰С) и высокая вязкость нефти (свыше 10000 мПа∙с) – это те факторы, которые  не позволяют без детальной проработки всей инфраструктуры и технологий начать эксплуатацию объекта.

Целью данной работы является получение достоверной пробы нефти посредством сравнения различных методик извлечения нефти из слабоконсолидированного керна и получение достоверных данных о свойствах флюида.

Для определения наиболее подходящего метода экстракции нефти в работе рассматривается три метода: метода капиллярной пропитки при нагреве образца керна, метода горячей экстракции растворителем в аппарате Сокслета и метода центрифугирования керна с нагревом.

На трех образцах керна, отобранных из одного полноразмерного керна, было проведено сравнительное применение трех методов с последующим анализом реологических свойств и фракционного состава выделенной нефти.  На основании полученных результатов выбирался наиболее оптимальный с точки зрения сохранения свойств нефти и время-трудозатрат метод извлечения.

Согласно полученным результатам эксперимента можно сделать вывод, что для выделения необходимого количества образцов нефти из нефтенасыщенных образцов керна Карабикуловского месторождения метод капиллярной пропитки не дает хороших результатов. Вероятно, для получения значительного количества нефти из образца требуется больше времени.

Так как достаточного количества нефти из керна не было получено, исследования реологических свойств и фракционного состава не проводились.  Сравнение методов извлечения образцов нефти из нефтенасыщенного слабоконсолидировнного керна проводилось только для двух методов.

В лаборатории был проведен фракционный анализ проб нефти, отобранных из образца керна Карабикуловского месторождения с глубины 168,15 м, при помощи центрифугирования и экстракции хлороформом в аппарате Сокслета.[2] Также определялось количество оставшегося ОВ в образце методом пиролиза.

На основе проведенного анализа можно сделать заключение, что метод горячей экстракции хлороформом, вероятно, также и толуолом, в качестве экстрагирующего агента, дает более полный отбор УВ из образца. Так удельная масса нефти, полученная методом экстракции из образца 168 (0,165 г нефти на 1 г исходного керна) больше средней удельной массы нефти (0,154 г нефти на 1 г исходного керна), полученной из образцов керна 170 и 180, которые центрифугировались на разных режимах, на 7,1%.

Была также рассчитана плотность API, которая была переведена в единицы г/см³ по расчетным коэффициентам. Результаты пиролитических исследований двух проб нефти, полученных разными способами, оказались схожи между собой. Экстрагированная нефть содержит немного больше легких компонентов. Суммы тяжелых нефтяных и смолисто-асфальтеновых компонентов у обеих проб одинаковы, однако, в экстракте наблюдается большее количество «тяжелой» нефти. Этот факт можно объяснить различием воздействия на породу. Химическое воздействие органическими растворителями разрушает смолисто-асфальтено-парафиновые агрегаты и позволяет большему количеству углеводородов испариться при меньших температурах. Происходит «упорядочивание» различных компонентов, тогда как при центрифугировании мы извлекаем непосредственно агрегаты, без разделения по температурам кипения. Пересчитанные одинаковые плотности позволяют нам пренебречь подобным «перераспределением».

В целом, пробы схожи между собой по фракционному составу с максимумом в области алканов С15-С19. Но при этом наблюдается потеря низкомолекулярных компонентов в пробе экстракта, что могло произойти как во время экстракции в аппарате Сокслета, так и во время упаривания пробы. За счет потери легких компонентов, увеличивается относительное содержание высокомолекулярных соединений.[3]

При центрифугировании образцов, к сожалению, не происходит полного выделения флюида из вмещающей породы, как при исчерпывающей экстракции хлороформом, но аналитическим путем было подтверждено, что выход фракций уменьшается достаточно пропорционально, что позволяет нам использовать для дальнейших исследований центрифугированные пробы.

Можно заключить, что метод горячей экстракции хлороформом имеет незначительные преимущества в области выделения более тяжелой фракции нефти.

При планировании работ с использованием той или иной методики извлечения нефти из керна, необходимо учитывать, что для экстракции с помощью растворителя требуется большее время на проведение экспериментов и трудозатрат,  чем использованием альтернативной методики извлечения нефти центрифугированием, хоть и с меньшей точностью полученных результатов.

 

СПИСОК ЦИТИРУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. S. Department Of The Interior, U.S. Geological Survey

2. Воскресенский П.И. Начала техники лабораторных работ. -М. : Госхимиздат, 1963. -176 с.

3. Jensen W. B. The Origin of the Soxhlet Extractor // Journal of Chemical Education. -2007. -Т. 84, -№ 12.