читать доклад - КазНИПИмунайгаз

О НЕРАВНОВЕСНЫХ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА.
Нугиев М.А.
АО «КазНИПИмунайгаз»,
Мангистауская область,г.Актау
т/факс:470-201, e-mail: nugiev_m@kaznipi.kz
Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в
мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым
относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти с динамической вязкостью 30мПа·с
(или кинематической вязкостью 35 мм2/с) и выше [1-3]. Запасы таких нефтей значительно
превышают запасы легких и маловязких нефтей, которые по оценочным расчетам
составляют не менее 1 трлн. т. и рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, а
сколько в качестве основной базы развития на ближайшие годы.
На п-островах Мангышлак и Бузачи, открыто более 30 месторождений
высокопарафинистых нефтей, из которых в промышленной разработке находятся такие
достаточно гигантские месторождения как Узень, Карамандыбас, Жетыбай (п-ов
Мангышлак), Каламкас, Каражанбас (п-ов Бузачи). Нефти месторождений Узень,
Карамандыбас и Жетыбай предельно насыщены высоким, более 20%, содержания
растворенным парафином, представляющим собой смесь твердых углеводородов с
температурами плавления 90 – 1000 0С, а также смолами и асфальтенами. Нефть
месторождений полуострова Бузачи, особенно Каражанбаса и месторождения Северный
Бузачи, характерна высокой вязкостью, большой смолистостью при значительном
содержании сернистых соединений.
Разработка указанных выше месторождений связана с использованием
нетрадиционных способов воздействия на нефтяные залежи, большими знергетическими
затратами и необходимостью сохранения экологии окружающей среды и недр.
Повышение эффективности процессов разработки месторождений с высоковязкими
нефтями требует учета термодинамических и реологических характеристик нефтей,
поскольку при повышении температуры пласта снижается вязкость и увеличивается
подвижность нефтей, уменьшаются внутрипластовые гидродинамические сопротивления,
что улучшает приток флюидов к добывающим скважинам, так и к залежам маловязких
пластовых нефтей, насыщенных парафином.
Растворимость парафина в нефтях зависит от ряда факторов, таких как состав,
газосодержание и давление, но основным фактором все же является температура, с
увеличением которой возрастает количество раствореного парафина в нефтях.
Вместе с тем необходимо отметить, что из нефтей в твердый осадок наряду с
парафином выпадает и часть смолисто-асфальтеновых компонентов, причем в состав осадка
входит до 50% парафина, а остальной частью являются смолы, асфальтены и масла.
При разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления (ППД) путем
нагнетения в них ненагретой на поверхности воды наблюдается охлаждение продуктивных
пластов. Степень охлаждения связана, главным образом, с разностью температур закаченной
воды и пласта, объемом закачки холодной воды, неоднородностью породы-коллектора и
глубиной залегания продуктивных залежей. Наибольшему охлаждению подвержены
призабойные зоны вблизи нагнетательных и добывающих скважин вследствие закачки воды
с температурой ниже температуры пласта и дроссельного эффекта при совместном притоке к
скважине нефти и свободного нефтяного газа.
Общим для месторождений Мангышлака и Бузачи является поддержание пластового
давления путем нагнетания в залежи агентов, вытесняющих нефть с целью увеличения
нефтеотдачи пластов, причем самым дешёвым агентом для месторождений Западного
Казахстана являются воды Каспийского моря. На фоне этого общего положения для каждого
из месторождений в системе ППД необходимо учитывать особенности геологического
строения
нефтяных
залежей,
состав
и
свойства
нефтей.
Для залежей высокопарафинистых нефтей, характерных для месторождений Узень и
Карамандыбас, теоретически и практически была обоснована необходимость сохранения
пластового давления и пластовой температуры, не допуская нарушения начальных
термодинамических условий. В противном случае при снижении пластовой температуры
ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его выпадение из нефтей в
пористой среде, что осложняет процесс вытеснения и уменьшает нефтеотдачу. Во избежания
этого явления в нефтяные залежи закачивают горячую воду с температурой на забое
нагнетательных
скважин
не
ниже
пластовой.
Для месторождений п-ва Бузачи рассмотренные способы воздействия на пласты не
могли быть столь эффективными, как для Узеня из-за высокой вязкости нефтей. Поэтому,
при этом, необходимо теоретически обосновывать и внедрять другие технологии
применительно к особенностям месторождений Каламкас и Каражанбас.
Высокопарафинистые нефти при низких температурах проявляют резко выраженные
неньютоновские (вязкопластичные, тиксотропные) свойства, без учета которых выбор и
установление рациональных режимов эксплуатации скважин, сбора, подготовки и
транспорта нефтей не представляется возможным.
При остановках процессов течения, в нефти образуются парафиновые структуры,
прочность которых зависит от содержания парафиновых фракций, времени покоя нефти,
условий образования парафиновых структур и других факторов.
Возобновление процессов движения требует иногда создания таких пусковых
давлений, которые по величине значительно превышают рабочие давления трубопроводов,
арматуры и оборудования.
Вязкость тяжелых высоковязких нефтей при понижении температуры возрастает до
такой степени, что они становятся не транспортабельными. При транспорте
высокопарафинистых нефтей происходит интенсивная парафинизация трубопроводов,
снижение их пропускной способности, что значительно усложняет эксплуатацию.
В такой ситуации весьма важным является улучшение технологических показателей,
связанных с добычей, сбором, подготовкой и транспортом аномальных нефтей в
экстремальных климато-географических условиях, с учетом их термодинамических и
реологических характеристик.
В связи с тем, что вышеуказанные месторождения из-за наличия в них большого
содержания высокомолекулярных соединений обладают
сложными реологическими
свойствами, представляет интерес выявление у отмеченных нефтей релаксационных
характеристик.
Релаксационные явления напряжений и деформаций в неньютоновских нефтях могут
иметь сложный характер, поэтому их описание с помощью обычных равновесных моделей
сопряжено с некоторыми трудностями [4, 5].
Релаксационные свойства высоковязкопластичных неньнютоновских нефтей
определяются в первую очередь их реологическими характеристиками, методика изучения
которых описана в работах [4, 5, 6].
Эти свойства можно обнаружить с помощью специальных приборов,
предназначенных для данных целей [7]. Однако использование таких приборов для
технических приложений весьма ограниченно. Ротационные и капиллярные вискозиметры
дают возможность определять только касательные напряжения сдвига τ и обычным способом
вычислять эффективную вязкость  э 



. Для вязкоупругой жидкости это отношение не
может служить мерой вязкости, так как в ротационном и капиллярном вискозиметрах
жидкость подвергается одностороннему сдвигу [4, 5, 8].
Согласно, [4, 5, 9], если жидкость в условиях ламинарного сдвига проявляет
обратимую деформацию, то между главными осями эллипсоидов напряжения и скорости
деформации наблюдается угловое расхождение. При этом, только часть напряжения тратится
на преодоление вязкого сопротивления. С увеличением напряжения сдвига это расхождение
будет
постепенно
расти,
что
приведет
к
соответствующему
уменьшению
экспериментального значения вязкости. Учитывая данную поправку можно получить
истинное значение коэффициента вязкости μt, соответствующего деформации чистого
сдвига, которое определяется следующим выражением
 t   э [1  (
где
 rr   xx 2 1 2
) ] ,
2
(1)
 rr   xx – первая разность нормальных напряжений.
Согласно теории Вейсенберга модуль упругости определяется
2
G
 rr   xx
.
(2)
Соотношение (1), с учетом (2) можно представить в виде
2
 2 
.
 э2
t
4G 2 t2
1
1
(3)
В целях исследования релаксационных реологических показателей нефтей была
выбрана нефть месторождения Каражанбас плотностью 943кг/м3, в которой практически
отсутствует парафин, а асфальтеновых и смолистых веществ содержится 5,3% и 16,3%
соответственно.
Исследования проводились по следующей методике: нефть в объеме 5 см 3
подвергалась деформаций сдвига в зазоре между неподвижным стаканом и вращающимся
цилиндром. Скорость вращения изменялась от 9 до 437 с-1. Вязкое сцепление цилиндра с
жидкостью обуславливает возникновение крутящегося момента, воспринимаемого
прецизионным электромеханическим динамометром и преобразуемого в отклонения
многопредельного электрического прибора.
Реологические свойства данной пробы нефти исследовались при различных
температурах: 293, 297, 303, 313, 318, 323 и 333 К.
С использованием данных ротационной вискозиметрии были получены зависимости
между касательным напряжением τ и скоростью сдвига у для этой нефти.
Результаты исследований представлены на рис.1. Данные по ротационной
вискозиметрии были обработаны по вышеизложенной методике Кросса, на основе
зависимости (3), результаты которой представлены на рис. 2 и 3.
Анализ полученных зависимостей 1/μэ2=ƒ(τ2) позволяет сделать вывод о наличии
нелинейных вязкоупругих свойств исследуемых нефтей месторождения Каражанбас.
Как видно из рис. 2 и 3, в зависимости от температуры реологические свойства
системы сильно изменяются. При достижении температуры 323К и выше вязкоупругие
свойства исследуемых нефтей значительно уменьшаются. Оценочные величины для
параметров модуля сдвига G и истинного коэффицента вязкости μt определялись во всем
интервале замеров, осредненные значения которых для различных температур имеют,
160
, Па
293K
140
297K
120
303K
313K
100
80
318K
60
323K
40
328K
333K
20
, c-1
0
0
100
200
300
400
Рисунок 1 – Кривые течения нефти месторождений Каражанбас
(Республика Казахстан)
500
2
э, Па*с
1,8
1,6
1,4
1,2
293
K
1
297
K
0,8
0,6
303
K
0,4
313
K
318
K
0,2
323
K
0
0
100
328
K
200
300
400
333
K
500
, c-1
Рисунок 2 – Результаты обработка кривых течения нефтей
месторождения Каражанбас (Республика Казахстан)
300
2
1/ ' , Па с
-2 -2
333K
250
200
328K
150
323K
100
318K
50
313K
303K
0
0
50
293K
29
7K
100
150
200
2
-2
 *10 , Па
Рисунок 3 – Результаты обработка кривых течения нефтей
месторождения Каражанбас (Республика Казахстан)
2
соответственно, следующие значения: 293 К – 55,58 Па, 1,69 Па·с; 297 К – 42,36 Па, 1,65
Па·с; 303 К – 57,86 Па, 0,66 Па·с; 313 К – 61,34, 0,36 Па·с; 318 К – 26,53 Па,
0,24 Па·с;
323 К – 19,14 Па, 0,15 Па·с и 333 К – 12,12 Па, 0,09 Па·с.
На основании изложенного можно сделать вывод о том, что некоторые нефти
Республики Казахстан (на примере месторождения Каражанбас), содержащие в основном
смолистые и асфальтеновые компоненты, могут характеризоваться в определенном
интервале температур наличием вязкоупругих (релаксационных) свойств, обязанных своим
проявлением высокомолекулярным составляющим.
Литература
1. Антониади Д.Г. Состояние добычи нефти методами повышения нефтеизвлечения в общем объеме мировой добычи / Д.Г. Антониади, А.А. Валуйский,
А.Р. Гарушев // Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 1. – С. 16 –23.
2. Артеменко А. Вязкое дело / А. Артеминко, В. Кащавцев // Нефть России. –
2003. - № 11. – С. 30 – 33.
3. Назьев В. Остаточные, но не второстепенные // Нефтегазовая вертикаль. –
2000. - № 3. – С. 21 – 22.
4.Саттаров Р.М. Неустановившееся движение реологически сложных жидкостей в
трубах.- Баку: Элм, 1999г., 412 стр.
5.Мукук К.В.Элементы гидравлики релаксацирующих аномальных систем. Ташкент:
Фан, 1980, 114 стр.
6.Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделирований
сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999, 464 стр.
7.Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И., Ротационные приборы.
М.:Машиностроение, 1968, 272 стр.
8. Cross M. Rheology of viscoelastic of fluids: Elasticity determination from tangential
stress measurement//J. of colloid and interface science. 1968 Vol. 27 , P 84-90.
9. Саттаров Р.М., Шугаепов Н.А., Буктыбаева С.К. О релаксационных свойствах
некоторых высоковязких нефтей Республики Казахстан. – Нефть и Газ, 2007, № 4,
с. 81 – 88.