Физико-химические свойства нефти, попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения для осуществления обезвоживания тяжелой нефти

Основные физико-химические свойства тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения, (пермские отложения) представлены в таблице 1 (данные приводятся для подготовленной до 3-ей группы качества тяжёлой нефти, получаемой на УПСВН-Ашальчинского месторождения).

Таблица 1 - Основные физико-химические свойства тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

Наименование показателя	Значение показателя
Вязкость динамическая при 20 °С, мПа*с	2680-4100
Плотность при 20 °С, кг/м3	962-966
Массовая доля серы, %	4,0-4,5
Массовая доля смол, %	25-281
Массовая доля асфальтенов, %	4,8-5,5'
Массовая доля парафина, %	1,0-1,6
Температура застывания, °С	минус 5 - минус 12

Как видно из таблицы 1 тяжёлая нефть Ашальчинского месторождения характеризуется высокой вязкостью (до 4100 мПа*с при 20 °С), повышенной плотностью (до 966 кг/м3 при 20 °С), высоким содержанием серы, смол и асфальтенов, а также низкой массовой долей парафина и повышенной температурой застывания.

Зависимость динамической вязкости тяжёлой нефти от температуры представлена на рисунке 1.

Как видно из таблицы 1, значения плотности и особенно вязкости тяжёлой нефти, добываемой из одной и той же залежи Ашальчинского месторождения, могут заметно отличаться в зависимости от отобранных проб (вязкости 2760 и 4100 мПахс при 20 °С, плотности 962 и 965 кг/м3 при 20 °С), что говорит о неоднородности свойств пластовой нефти.

массовая доля воды в нефти - 0,84 % вязкость при градиентах скорости 17,15 и 38,82 с-1.

Рисунок 1 - Зависимость динамической вязкости тяжёлой нефти

Ашальчинского месторождения от температуры

С повышением температуры вязкость тяжёлой нефти заметно снижает -ся, так с увеличением температуры от 10 до 80 °С динамическая вязкость нефти (плотность при 20 °С 965 кг/м3) уменьшается от 14000 до 62 мПа*с (рисунок 1). При этом резкое снижение вязкости нефти происходит при её нагреве от 10 до 40 °С.

Фракционный состав тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения представлен в таблице 2. Данная нефть характеризуется высокой температурой начала кипения (может доходить до 210 °С). Следует отметить, что в отличие от традиционных нефтей в данной нефти практически отсутствует бензиновая фракция (объёмный выход фракции н.к. - 200 °С не превышает 2 %).

Таблица 2 - Фракционный состав тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения

Наименование показателя	Значение показателя
Фракционный состав: начало кипения, °С	170-210
до 200 °С, % об.	0-2
до 250 °С, % об.	4-6
до 300 °С, % об.	12-15
до 330 °С, % об.	22-23
выше 330 °С, % об.	77-78

При этом объёмный выход атмосферного остатка (мазута), выкипающего при температуре выше 330 °С, составляет около 80 %.

В последние годы на территории Республики Татарстан активно ведутся опытно-промышленные работы по разработке Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти методом парогравитационного дренажа. Добываемая на месторождении продукция скважин характеризуется наличием высокоустойчивой водонефтяной эмульсии. Это обусловлено следующими причинами:

• -    высокой вязкостью и плотностью нефти;

• -    повышенным содержанием в нефти асфальтенов и смол;

• -    наличием слабоминерализованной попутно добываемой воды с плотностью около 1000 кг/м3;

• -    присутствием в эмульсии большого количества мелких капель дисперсной фазы.

Основные параметры продукции скважин Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные параметры продукции скважин Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

Наименование показателя	Значение показателя
Объёмная доля воды, % общая эмульгированная	80-90 16-46
Динамическая вязкость эмульсии при 20 °С, мПахс	5000-23000
Плотность эмульсии при 20 °С, кг/м3	970-976
Массовая доля механических примесей, %	0,02 - 0,06
Массовая концентрация сульфида железа, мг/дм3	21-32

Как видно из таблицы 3, продукция скважин характеризуется высокой обводнённостью (до 90 % об.), при этом основная часть воды находится в «свободном» состоянии (в виде отдельной фазы). Оставшаяся её часть распределена в составе водонефтяной эмульсии, характеризующейся высокой вязкостью (до 23000 мПа*с при 20 °С).

Водонефтяная эмульсия характеризуется очень высокой вязкостью, так вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % при температуре 10 °С может доходить до 49000 мПа*с. Как и следовало ожидать, с уменьшением доли эмульгированной воды вязкость эмульсии снижается. С повышением температуры вязкость эмульсии существенно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 °С динамическая вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % уменьшается от 47000 до 205 мПа*с. При этом резкое снижение её вязкости происходит при повышении температуры от 10 до 30 °С.

Отличительной особенностью эмульсий тяжёлой нефти Ашальчинско-го месторождения является наличие в ней большого количества мелкодисперсных капель воды. Микрофотографии водонефтяных эмульсий Ашальчинского месторождения представлены на рисунке 2.

а)                                                 б)

массовая доля воды в эмульсии - 41,0 % массовая доля воды в эмульсии - 16,0 % НЦЦ - одно деление шкалы соответствует 6 мкм

Рисунок 2  - Микрофотографии эмульсий тяжёлой нефти

Ашальчинского месторождения

Из микрофотографий видно, что добываемая эмульсия» является мелкодисперсной с преобладанием капель воды размерами от менее 6 до 18 мкм. Одной из причин наличия в эмульсии значительного количества мелких капель воды является то обстоятельство, что при добыче тяжёлой нефти в продуктивный пласт закачивается водяной пар, который проникает в нефтяную фазу, охлаждается и конденсируется в ней в виде мельчайших капель. Второй причиной образования мелкодисперсной эмульсии является то, что для отбора тяжёлой нефти из скважины используются глубинные электроцентробежные насосы, которые способствуют диспергированию воды в нефти.

Физико-химические свойства и ионный состав попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти представлен в таблице 4

Таблица 4 — Физико-химические свойства и ионный состав попутно добываемой воды Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти

Наименование показателя	Значение показателя
Плотность при 20 °С, кг/м3	1001-1003
Водородный показатель (рН)	7,2 - 7,7
Массовая концентрация сероводорода, мг/дм3	250 - 400
Ионный состав, мг/дм3:
Сl-	17,1
НСО з -	2586,4
SO42+	65,0
Са2+	10,1
Mg2+	22,7
Na++К+	963,7
Общая минерализация, мг/дм3	до 6000

Как видно из таблицы 4, попутно добываемая вода Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти является слабоминерализованной (общая минерализация не превышает 6000: мг/дм3) и имеет плотность при 20 °С около 1000 кг/м . По классификации В.А. Сулина данная вода относится к гид-рокарбонатнонатриевому типу, при; этом она характеризуется незначительным содержанием хлорид-ионов, которые учитываются при определении; хлористых солей. Поэтому при подготовке тяжёлой нефти Ашальчинского месторождения до требований, предъявляемых в промысловых условиях, отпадает необходимость в ступени обессоливания; По водородному показателю данная вода является слабощелочной, близкой к нейтральной. Следует отметить, что добываемая с тяжёлой нефтью попутная вода характеризуется высокой массовой концентрацией сероводорода (до 400 мг/дм ). Это объясняется тем, что на Ашальчинском месторождении для разогрева тяжёлой нефти производится закачка водяного пара в продуктивный пласт. Водяной пар, закачиваемый в пласт, имеет температуру около 200 °С, при такой высокой температуре происходит разложение сернистых соединений, содержащихся в нефти, с образованием сероводорода, часть которого и растворяется в попутной воде.

Ашальчинское месторождение тяжёлой нефти характеризуется очень низким газовым фактором, который не превышает 0,05 м3/т. В виду высокой температуры добываемой жидкости на устьях скважин (около 100 °С) отбор газа из их выкидных линий является затруднительным. Поэтому для определения свойств и состава попутно добываемого газа его отбор производился из затрубного пространства добывающих скважин. Компонентный состав, плотность попутно добываемого газа и газа, изначально содержащегося в продуктивном пласте Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти (согласно технологической схеме разработки месторождения), представлен в таблице 5.

Как видно из таблицы 5, попутно добываемый и исходный пластовый газ характеризуются высокой объёмной долей метана (до 52,47 и 81,38 %, соответственно), при этом содержание других углеводородных компонентов незначительно. Следует отметить, что в отличие от исходного пластового газа в процессе разработки месторождения в нём появляется сероводород (до 1,08 % по объёму) и значительное количество углекислого газа (до 67,95 % по объёму). Как ранее было отмечено, появление сероводорода является следствием разложения сернистых соединений, содержащихся в нефти, в результате паротеплового воздействия на продуктивный пласт. Наличие значительного количества углекислого газа в попутно добываемом газе объясняет -ся тем, что при разогреве продуктивного пласта происходит прорыв газа к известняковым и доломитовым пропласткам, которые при нагреве разлагаются с выделением углекислого газа.

Таблица 5 - Компонентный состав, плотность попутно добываемого газа и газа, изначально содержащегося в продуктивном пласте Ашаль-чинского месторождения тяжёлой нефти

Наименование показателя	Значение показателя
	Попутно добываемый газ	Газ, изначально содержащийся в продуктивном пласте (средние значения)
Компонентный состав,
% по объёму:
Сероводород	0,01 -1,08	-
Углекислый газ	46,68 - 67,95	1,38
Азот	0,01-3,84	16,08
Метан	26,7-52,47	81,38
Этан	0,01-0,02	0,12
Пропан	0,01-0,20	0,10
изо-Бутан	0,03 - ОДО	0,13
н-Бутан	0,01	0,14
изо-Пентан	0,01-0,15	0,04
н-Пентан	0,01 - 0,03	0,63
Гексан	0,19-0,45	не опред.
Гептан	0,11-0,37	не опред.
Плотность, кг/м3	1,23-1,52	1,09

Таким образом, в ходе исследований физико-химических свойств и состава нефти, попутно добываемой/воды, газа и эмульсий Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти установлено следующее:

• 1.    Нефть характеризуется высокой вязкостью (до 4100 мПа*с при 20 °С), повышенной плотностью (до 966 кг/м3 при 20 °С), высоким содержанием серы, смол и асфальтенов, а также низкой массовой долей парафина и повышенной температурой застывания;

• 2.    Значения плотности и особенно вязкости тяжёлой нефти, добываемой из одной и той же залежи Ашальчинского месторождения, непостоянны

  во времени, что говорит о неоднородности свойств пластовой нефти. С повышением температуры вязкость нефти заметно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 °С её динамическая вязкость (плотность при 20 °С 965 кг/м3) уменьшается от 14000 до 62 мПа*с;

• 3.    Нефть характеризуется высокой температурой начала кипения (может доходить до 210 °С). При этом в отличие от традиционных нефтей в дан -ной нефти практически отсутствует бензиновая фракция (объёмный выход фракции н.к. - 200 °С не превышает 2 %);

• 4.    Продукция скважин Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти характеризуется высокой обводнённостью (до 90 % об.), при этом основная часть воды находится в «свободном» состоянии. Оставшаяся её часть распределена в составе водонефтяной эмульсии, характеризующейся высокой вязкостью (до 23000 мПахс при 20 °С);

• 5.    С повышением температуры вязкость эмульсии существенно снижается, так с увеличением температуры от 10 до 80 °С динамическая вязкость эмульсии с массовой долей воды 44,6 % уменьшается от 47000 до 205 мПа*с;

• 6.    Добываемая эмульсия является мелкодисперсной с преобладанием капель воды размерами от менее 6 до 18 мкм;

• 7.    Попутно добываемая вода Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти является слабоминерализованной (общая минерализация не превышает 6000 мг/дм³) и имеет плотность при 20 °С около 1000 кг/м3. Следует отметить, что попутно добываемая вода характеризуется высокой массовой концентрацией сероводорода (до 400 мг/дм3);

• 8.    Попутно добываемый газ Ашальчинского месторождения тяжёлой нефти характеризуются высокой объёмной долей метана (до 52,47 %).