Scientific journal

Modern high technologies

ISSN 1812-7320

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,940

В связи с истощением запасов легких нефтей в мире возрос интерес к трудноизвлекаемым, высоковязким и парафинистым нефтям. Известно, что в Казахстане ежегодно добывается более 70 % нефти с высоким содержанием парафинов. Сбор и транспорт таких нефтей ставит перед нефтяниками ряд сложных технических проблем.

Химический состав нефти и ее физические свойства тесно связаны с методами ее добычи и транспортировки. Концентрирование парафинов, асфальтенов и смол приводит к увеличению плотности и вязкости нефти, изменяет ее коллоидную структуру и реологические характеристики, нефть становится труднодоизвлекаемой.

Отложения парафинов в призабойной зоне пласта и на поверхности нефтепромыслового оборудования являются одним из серьезных осложнений при эксплуатации скважин, систем сбора и подготовки скважинной продукции. Парафиновые отложения снижают фильтрационные характеристики пласта, уменьшают полезное сечение насосно-компрессорных труб и, как следствие, значительно осложняют добычу и транспортировку нефти, увеличивают расход электроэнергии при механизированном способе добычи, приводят к повышенному износу оборудования.

Определение закономерностей изменения физико-химических свойств парафинистых нефтей могут быть использованы для повышения эффективности их добычи, исследования реологических характеристик, для выбора наиболее рациональных технологий повышения нефтеотдачи, транспортировки, переработки и хранения таких нефтей.

К парафинистым относят нефти с содержанием парафинов более 6 %. На основе исследований парафинистых нефтей, составленных в глобальной базе данных (БД) РАН по физико-химическим свойствам нефтей, включающей описание более 19 200 образцов, составлена схема распределения нефтегазоносных бассейнов с парафинистыми нефтями в мире (рис. 1).

На рис. 2 представлено распределение парафинистых нефтей по странам в соответствии с ресурсами парафинистых нефтей в этих странах. Первое место по ресурсам парафинистых нефтей занимает Россия, на втором месте – Казахстан и на третьем – Китай.

Одним из важнейших факторов, влияющих на условия добычи и перекачки нефти по нефтепроводам и дальнейшего ее хранения, является компонентный состав нефти, от которого зависят ее физико-химические и реологические свойства. Поэтому изучение компонентного состава и физико-химических свойств нефти служит основой для оптимизации условий добычи, транспортировки и хранения нефти.

В мировом масштабе наибольшими запасами парафинистых нефтей обладают Россия, Казахстан и Китай. В таблице представлены средние значения физико-химических свойств парафинистых нефтей в соответствии с глубиной залегания и возрастом нефтевмещающих пластов для месторождений Казахстана.

Из таблицы видно, что парафинистые нефти Казахстана в среднем вязкие, относятся к подклассу нефтей с повышенной вязкостью (35–100*10-4 м2/с), средние по плотности (840–880 кг/м3), относятся к подклассу высокопарафинистых нефтей (10–20 %), малосернистые (до 0,5 %), смолистые (8–13 %), малоасфальтеновые (до 3 %), с низким содержанием фракции н.к. 200 °С (< 20 %) и средним содержанием фракции н.к. 300 °С (25–50 %).

Парафинистые нефти Казахстана наиболее тяжелые и вязкие, содержат большое количество парафинов, смол и асфальтенов и меньше всего дизельных фракций. Почти половина этих нефтей залегает на глубинах от 1000 до 2000 м, абсолютное большинство (почти 90 %) их являются мезозойскими (таблица).

По реологическим свойствам казахстанские парафинистые нефти имеют повышенную вязкость, большое содержание парафинов и небольшое содержание фракции, выкипающей до 350 °С, что потребует увеличения затрат энергии при вытеснении такой нефти из пластов и коллекторов, движении ее по стволу скважины и дальнейших транспортировке и хранении. Особенно актуальны эти проблемы при перекачке в холодный период года, поэтому изучение компонентного состава нефти позволяет в дальнейшем оптимизировать условия транспортировки и хранения нефти и дает возможность разрабатывать способы регулирования текучих свойств транспортируемой нефти.

На рис. 3 приведена карта распределения месторождений Казахстана с парафинистыми нефтями. В качестве объектов исследования выбраны 57 месторождений: из Прикаспийского бассейна – 22, из Северо-Кавказского – 23 и из Туранского – 12.

Рассмотрим изменения плотности и температуры застывания в зависимости от содержания парафинов для казахстанских парафинистых нефтей. Список месторождений на рис. 4 составлен в соответствии с увеличением концентрации парафинов в нефти в диапазоне колебаний от 6 % (месторождение Арысское) до 45 % (месторождение Акжар). По рис. 4 видно, что плотность нефти не зависит от содержания парафинов.

Рис. 3. Карта распределения месторождений Казахстана с парафинистыми нефтями

Рис. 4. Изменение плотности и содержания парафинов в нефти месторождений Казахстана

При рассмотрении реологических свойств нефти одной из важнейших физических характеристик является температура застывания. При стремлении температуры к температуре застывания происходят образование центров кристаллизации и рост кристаллов парафинов. В процессе дальнейшей кристаллизации формируется уже структурированная система, трехмерный каркас которой связывает жидкую фазу нефти. Возникновение такой гелеподобной структуры препятствует течению нефти, обусловливает ее аномальные вязкопластичные свойства и приводит к потере текучести.

Изменение температуры застывания для казахстанских парафинистых нефтей в зависимости от содержания в них парафинов имеет сильную прямую линейную связь – тенденцию к росту при увеличении содержания парафинов (рис. 5). При изменении концентрации парафинов от 6 до 45 % изменяется и температура застывания нефти от – 20 °С до + 35 °С. Самую низкую температуру застывания – 34 °С имеет парафинистая нефть месторождения Тенгиз, а самую высокую + 36,67 °С – нефть месторождения Асар.

Также важным показателем реологических свойств нефти служит содержание дизельных фракций, так как парафины относятся к компонентам, связывающим жидкую фазу нефти и формирующим коллоидные частицы в ней, а содержание дизельных фракций является основной составляющей жидкой фазы нефти. Самое высокое содержание дизельных фракций отмечено для месторождения Тенгиз, самое низкое – для Тюбеджика (рис. 6).

Содержание дизельных фракций уменьшается в ряду месторождений Жанажол – Карачаганак – Чингизское – Тенгиз – Карамандыбас – Тенге – Акжар, что объясняет ухудшение реологических свойств нефтей в данном ряду. По рисунку 6 видно, что между содержанием дизельных фракций и парафинов имеется обратная линейная связь: чем выше содержание парафинов в нефти, тем меньше выход дизельных фракций.

Анализируя взаимосвязь в казахстанских нефтях содержания парафинов от содержания газа и азота, можно видеть обратные линейные зависимости между содержанием парафинов и содержанием газа (рис. 7), а также между содержанием парафинов и содержанием азота (рис. 8) в нефтях.

При увеличении газосодержания нефти плотность и вязкость нефти уменьшаются, а ее текучесть увеличивается. Например, высокий газовый фактор имеет месторождение Урихтау (412 м3/т) с содержанием парафинов около 8 %. Самый низкий газовый фактор характерен для продуктивных пластов Северо-Западного Жетыбая (24 м3/т), где содержание парафинов выше 20 % .

Обычно азот присутствует во всех нефтях, хотя его содержание и не превышает 1 %. Для парафинистых нефтей Казахстана пределы концентрации азота колеблются от 0,03 до 0,4 %. Как видно по рис. 8, с ростом концентрации парафинов концентрация азота в среднем уменьшается.

Таким образом, по реологическим параметрам казахстанские ПН потребуют увеличения энергозатрат при вытеснении нефти из пластов и коллекторов, движении ее по забою, дальнейшей транспортировке и хранении. Реологические свойства нефтей Казахстана определяются особенностями их компонентного состава.

Анализируя географические закономерности размещения парафинистых нефтей, можно сделать вывод, что количество нефтегазоносных бассейнов с парафинистой нефтью довольно значительно и составляет около 1/3 общего числа основных бассейнов мира. Эти бассейны расположены в Евразии (большая часть), Африке и Америке. И более 90 % мировых запасов парафинистых нефтей сосредоточено в России, Казахстане и Китае.

Сравнительный анализ физико-химических свойств парафинистых нефтей Казахстана показал, что с увеличением глубины залегания этих нефтей, а также с повышением пластовой температуры и давления, уменьшаются их вязкость и плотность, содержание серы, смол, асфальтенов, т.е. улучшаются качественные характеристики. По реологическим характеристикам, которые в значительной степени зависят от компонентного состава нефти, казахстанские ПН отличаются высоким содержанием парафинов, большой вязкостью и небольшим содержанием дизельных фракций.

Как известно, перспективным способом улучшения реологических свойств нефтей, вязкость которых обусловлена большим содержанием парафинов, является использование депрессорных присадок [5]. Исследованиями установлено, что кроме специальных реагентов, выбор которых индивидуален, для регулирования процессов парафинообразования можно использовать компоненты самой нефти. Установлено, что введение в нефть при ее транспортировке асфальто-смолистых добавок при температуре выше температуры плавления парафинов, приводит к стабилизации кристаллов парафина и препятствует процессу роста отложения парафина. Некоторыми авторами изучены также вопросы совместного использования депрессаторов и асфальто-смолистых добавок, что препятствует свободному протеканию данного процесса и улучшает реологические свойства нефти.

Полученные закономерности распределения парафинистых нефтей и особенности их физико-химических, реологических свойств могут быть использованы при определении оптимальных схем сбора и эффективных условий транспортировки таких нефтей, а также для совершенствования уже существующих систем подготовки скважинной продукции на нефтегазовых месторождениях.