Исследование термохимических процессов снижения вязкости нефти Русского месторождения

Русское месторождение – уникальное месторождение, где сосредоточена существенная доля высоковязкой нефти России. По предварительным оценкам, начальные запасы месторождения превышают 1,5 млрд. тонн [2]. В силу уникального сочетания геологических, климатических и географических условий, Русское месторождение не вовлечено в активную разработку. Основной особенностью месторождения является высокая вязкость нефти, которая затрудняет как фильтрацию углеводородов в пласте, так и определяет необходимость поиска комплекса технологических решений, обеспечивающих полноту выработки запасов, эффективность подготовки и транспортировки нефти.

Для промышленного освоения месторождения высоковязких нефтей, в первую очередь, нужны современные технологии добычи и воздействия на пласт, отражающие новые достижения науки и техники. Подбор агентов и технологии воздействия на пласт имеет большую актуальность и является залогом успешного развития нефтяной промышленности.

В связи с этим был проведен анализ реологических свойств высоковязкой нефти Русского месторождения с целью установления закономерностей образования в ней пространственных структур коагуляционно-кристаллизационного типа при различных температурах, а также с использованием депрессорных присадок. Динамические испытания проводились на вискозиметре модели Chandler 5550 [1].

При исследовании реологических свойств нефти была установлена зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига при пластовой температуре (24°С). В ходе исследования скорость сдвига увеличивалась до значения 300 1/с, затем достигнутое значение выдерживалось до полного разрушения внутренней структуры нефти, после скорость сдвига уменьшалась до нуля. На полученном графике видно, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода (Рис. 1). Это значит, что при пластовых температурах нефть Русского месторождения является неньютоновской тиксотропной жидкостью. Проявление тиксотропных свойств связано с присутствием в нефти сложных высокомолекулярных соединений, обладающих склонно- стью к структурообразованию [4]. Такими соединениями в Русской нефти являются смолы (содержание 8,1%), асфальтены (0,3%) и парафины (1,7%) [3].

Рис. 1. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига у нефти месторождения Русское при температуре 24°С.

Исследовано изменение динамической вязкости нефти с увеличением температуры (рис. 2). При увеличении температуры с пластовой до 49°С вязкость нефти снизилась с 685 мПа·с в два раза. Резкое изменение вязкости при нагревании нефти можно объяснить полным разрушением кристаллической структуры парафинов и началом разрушения пространственной структуры смол и асфальтенов подводимой тепловой энергией. При температуре 88°С вязкость нефти снизилась до 30 мПа·с, кривая зависимости динамической вязкости от температуры вышла на асимптоту, что связано с окончательным разрушением пространственной коагуляционно - кристаллизационной структуры высокомолекулярных соединений нефти.

Рис. 2. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры.

Процесс снижения вязкости нефти при увеличении температуры идет с различной скоростью, что связано с различной температурой плавления, теплоемкостью и содержанием высокомолекулярных соединений. Значительное снижение динамической вязкости отмечается при температуре 82-84°С, что требует повышение пластовой температуры на 60°С. Данный процесс связан с высокими энергетическими затратами на нагрев нефти, пласта и тепловыми потерями в массиве горных пород слагающих разрез. Также в услови- ях крайнего севера в разрезе горных пород присутствуют многолетнемерзлые породы, которые накладывают дополнительные ограничения на использование теплового воздействия.

Таким образом, актуальной является разработка энергоэффективной технологии, в связи с чем, исследовано влияние химических реагентов, которые будут способствовать разрушению пространственной структуры путем внедрения молекул депрессора между ассоциатами асфальтенов, смол и парафинов, обеспечивая снижение вязкости нефти, а также изменение ее тиксотропных свойств.

Проведено исследование динамической вязкости нефти Русского месторождения при введении в нее поверхностно – активных веществ Неонол АФ 9-12, Неонол NP-50, Синтанол АЛМ-10, Нефтенол ВВД, каждый из реагентов вводился в нефть в концентрациях 0,5%, 1% и 2%.

По результатам проведенных динамических испытаний нефти Русского месторождения с добавлением неионогенного поверхностно-активного вещества Неонол АФ 9-12 установлено, что наилучшие показатели вязкости были получены в пробах с концентрациями ПАВ 1% и 2%. Динамическая вязкость при температуре 60°С в исследуемых образцах снижается до 22 и 20 мПа·с соответственно, далее параметр выходит на асимптоту (рис. 3). Поскольку достигнутые показатели в двух пробах существенно не отличаются, можно рекомендовать к применению Неонол АФ 9-12 в концентрации 1%.

Динамическая вязкость, мПа-с

Температура, °C

Рис. 3. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры в присутствии Неонол АФ 9-12.

Динамическая вязкость нефти Русского месторождения снизилась в присутствии неионогенного ПАВ Неонол NP-50 в концентрации 2% до величины 26 мПа·с при температуре 63°С. Снижение вязкости нефти до величины 26 мПа·с с использованием данного ПАВ в концентрациях 0,5 и 1% достигается лишь при температурах 67-68 °С (рис. 4). В пробах нефти Русского месторождения с добавлением неионогенного ПАВ Синтанол АЛМ-10 снижение вязкости нефти происходит практически одинаково во всех образцах, вне зависимости от концентрации.

Рис. 4. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры в присутствии Неонол NP-50.

При температуре 70°С динамическая вязкость составляет около 30 мПа·с. Поэтому оптимальной концентрации введения Синтанол АЛМ-10 будет 0,5% (рис. 5).

24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84 88 92 96100

Температура, °C

Рис. 5. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры в присутствии Синтанол АЛМ-10.

Процесс снижения вязкости нефти с добавлением комплексного ПАВ Нефтенол ВВД в концентрации 2% дает максимальное снижение до 29 мПа·с, при температуре 45°С, при этой температуре, но меньшей концентрации реагента 1% и 0,5% динамическая вязкость составляет 95 мПа·с и 101 мПа·с соответственно (рис. 6).

24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84 88 92 96100

Температура, °C

Рис. 6. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры в присутствии Нефтенол ВВД.

Динамическая вязкость, мПа-c

24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 68 72 76 80 84 88 92 96100

Температура, °C

Рис. 7. Зависимость динамической вязкости нефти месторождения Русское от температуры в присутствии ПАВ.

На рисунке 7 представлено сопоставление влияния различных ПАВ оптимальных концентраций на реологические свойства нефти в зависимости от температуры. Все используемые в эксперименте ПАВ привели к уменьшению вязкости нефти Русского месторождения. На графиках видно, что эффективность данных ПАВ как депрессора возрастает в ряду Синта-нол АЛМ-10- Неонол NP-5 – Неонол АФ 9 – Нефтенол ВВД. Высокая эффективность Нефтенола ВВД, вероятно, связана с тем, что он представляет собой композицию неионогенных и анионактивных ПАВ с добавлением комплекса модификаторов, в то время как Синтанол АЛМ-10, Неонол NP-5 и Неонол АФ 9 являются неионогенными оксиэтилированными спиртами.

Установленные зависимости изменения вязкости нефти Русского месторождения наглядно подтверждают необходимость индивидуальной разработки композиции ПАВ. Проведенный комплекс исследований демонстрирует имеющийся потенциал повышения эффективности разработки залежей высоковязкой нефти.