Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
Таблица 11
Классификация нафтидов по величине коксуемости
Классификация нафтидов
Таблица 8
Классификация нефтей
Таблица 7
Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
И природных битумов
В 1983 году ХI Мировой конгресс, по предложению геологической службы США, Горного бюро США и Информационного центра ООН по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам, принял следующую классификацию тяжелых нефтей и природных битумов:
· Сверхтяжелые нефти – нефти плотностью от 935 до 1000 кг/м3
(20 – 10 о АРI) и вязкостью от 1 000 до 10 000 сП (в т.ч. ПБ);
· Тяжелые нефти – нефти плотностью от 900 до 935 кг/м3 (25 – 20 о АРI) и вязкостью от 50 сП до 1 000 сП (в т.ч. ПБ).
На 14 Мировом Нефтяном Конгрессе в Ставангере эта классификация была вновь подвержена с незначительными изменениями. Согласно мировые запасы тяжелых нефтей на открытых месторождениях оцениваются в 50 млрд. м3 или примерно 20 % общих мировых запасов нефтей (кроме сверхтяжелых нефтей и битумов).
Таблица 6
| Класс | Содержание масел, мас. % | Содержание смол и асфальтенов, мас. % |
| Нефти | >65 | <35 |
| Мальты | 40-65 | 35-60 |
| Асфальты | 25-40 | 60-75 |
| Асфальтиты | <25 | <75 |
| Нефти | Плотность при 200С, г/см3 | Содержание смол и асфальтенов, мас. % |
| Легкие | 0,75-0,85 | 5-8 |
| Утяжеленные | 0,85-0,89 | До 15 |
| Тяжелые | 0,92-0,96 | До 35 |
| Нафтиды | Масла, % | Смолы, % | Асфальтены, карбены, карбоды, % |
| Нефти | 100-60 | 40-0 | 10-0 |
| Мальты | 60-30 | 50-30 | 20-0 |
| Асфальты | 50-20 | 50-30 | 40-20 |
| Смолистые асфальты | 50-2 | 80-50 | 30-0 |
| Асфальтиты | 30-2 | 68-5 | 93-30 |
Таблица 9
| Нафтиды | Коксуемость, % | Соответствующие значения других параметров | |
| Плотность при 20 оС, г/см3 | содержание смолисто-асфальтеновых компонентов, % | ||
| Обычные нефти | <8 | <0,91 | 10-20 |
| Тяжелые нефти | 8-12 | 0,91-0,98 | 21-35 |
| Мальты | 13-25 | 0,98-1,03 | 35-60 |
| Природные битумы | >25 | >1,03 | 60-98 |
Физико-химические характеристики. Компонентный состав
Природные нефтяные битумы (полезные ископаемые органического происхождения с первичной углеводородной основой) генетически представляют собой естественные производные нефтей, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязкопластичном состоянии. Основные свойства классов природных битумов представлены в табл. 10.
Таблица 10
Основные свойства классов природных битумов
| Класс | Консистенция | Плотность, г/см3 | Температура Плавления, 0С | Растворимость в хлороформе | Содержание масел |
| Мальты | От вязкой до твердой | 0,965-1,0 | 35-40 | Полная | 40-65 |
| Асфальты | Вязкая, Полутвердая, твердая | 1,0-1,1 | От 20-30 до 80-100 | -«- | 25-40 |
| Асфальтиты | Твердая | 1,3-2,0 | 180-300 | -«- | |
| Кериты | -«- | 1,0-1,25 | Не плавится | Частичная | - |
| Антрак-солиты | Очень твердая | 1,3-2,0 | -«- | Нерастворимые | - |
| Озокериты | От вязкой до твердой | 0,85-0,97 | 50-85 | полная | 20-85 |
Тяжелые нефти и мальты Татарии характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 50 %), серы (3,5 - 8 %), металлов (в частности, содержание ванадия может достигать 900 г/т), а также высоким содержанием ванадилпорфиринов (до 1,5 кг/т). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 0С, низкое. Чаще они полностью отсутствуют.
Закономерные различия между тяжелыми нефтями и мальтами более сильно проявляются во фракционном и групповом углеводородном составе, чем в свойствах отдельных углеводородных групп. Это говорит о потери части углеводородных компонентов при образовании мальт. Для тяжелых нефтей характерно более высокое содержание алифатических фрагментов. Различие между тяжелыми нефтями и мальтами наблюдается и в содержании в них серы, ванадилпорфиринов и других гетероциклических соединений. Ниже приводятся физико-химические характеристики высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ) месторождений Татарстана.Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти указаны в табл. 11.
| Показатели | Значения |
| Плотность при 20 0С, кг/м3 | 894,40 |
| Кинематическая вязкость, мм 2/с при 20 0С при 50 0С | 49,57 15,80 |
| Температура застывания с термообработкой, 0С | Ниже минус 18 |
| Массовая доля, % Асфальтенов Серы смол силикагелевых парафина | 4,80 3,10 14,40 3,90 |
| Коксуемость, % мас. | 6,20 |
| Фракционный состав, % об. н.к. - 100 0 С отгоняется до 150 0С до 200 0С до 250 0С до 300 0С | 2,00 9,00 16,00 20,00 38,00 |
| Концентрация хлористых солей, мг/л | до 100,00 |
| Массовая доля воды, % | 0,10-0,50 |
| Массовая доля мех. Примесей, % | До 0,15 |
В качестве углеводородного сырья используются также высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ).
Характерной особенностью высоковязких нефтей и природных битумов является высокое содержание сернистых (содержание серы – 3- 5 %), азотистых и металлоорганических соединений. Гетероорганические компоненты и металлы концентрируются в основном в смолисто-асфальтеновой части.
Относительно высокое содержание асфальтенов – важная характерная особенность природных битумов. Это обусловливает высокую вязкость, которая вызывает в процессе переработки (начиная от транспорта и подготовки природного битума к переработке) определенные трудности. В этом углеводородном сырье содержание металлов (в основном ванадий и никель) в несколько раз превышает их концентрацию в обычных легких нефтях. Выход бензиновых фракций из природных битумов не выше 10 %, а светлых нефтепродуктов – не превышает 25 % масс. Чем больше в нефти серы, металлов, тем труднее осуществить ее деструктивно-каталитическую и гидрогенизационную переработку.
Асфальтены - наиболее высокомолекулярные соединения природных битумов. В состав асфальтенов входят углерод, водород, кислород, сера. Асфальтены нерастворимы в предельных углеводородах, частично растворимы в нафтеновых углеводородах и лучше в ароматических углеводородах.
Из-за плохой растворимости в углеводородах асфальтены природных битумов не образуют истинных растворов. Поэтому битумы представляют собой коллоидные системы. Как и все коллоидные системы, дисперсия асфальтенов не является агрегативно устойчивой. При изменении условий частицы асфальтенов могут слипаться вплоть до полной коагуляции и выпадения в осадок.
Одним из главных факторов, определяющих свойства битумов, является групповой химический состав. Зависимости между химическим составом и физико-механическими свойствами битумов пока точно не установлены. Основными группами химических соединений, которые определяют структуру битумов, принято считать асфальтены, смолы и масла.
Содержание асфальтенов, смол и масел в битумах колеблется в пределах: асфальтены 8-45 %, смолы 20-25 %, масла 33-63 %.
Анализ асфальтенов, выделенных из различных нефтей, показал, что все они характеризуются содержанием углерода в пределах 80 - 86 %, водорода 7,3 - 9,4 % и довольно постоянным соотношением углерод: водород (около 10).
Масла относятся к углеводородным компонентам нефти. Молекулярный вес их колеблется в пределах 400-800 а.е.м. и лишь небольшая часть характеризуется более высоким молекулярным весом. Основную часть масел представляют углеводороды смешанного строения с различным сочетанием парафиновых цепей и нафтеновых и ароматических колец. Анализ элементного состава масляной части различных нефтей показал, что масла в общем характеризуются примерно одинаковым содержанием углерода (около 85 %) и водорода (12-13 %); отношение углерод: водород равно (приблизительно 7).
Общие элементы в строении углеродного скелета высокомолекулярных соединений нефти (углеводородных и неуглеводородных), а также близость элементного состава смол и асфальтенов, несомненно, говорят о наличии генетической связи в ряду масла – смолы – асфальтены.
Из анализа литературных источников вытекает, что чем больше содержится в нефтях асфальто-смолистых компонентов, чем выше отношение асфальтенов к смолам и меньше содержание твердых парафинов.
Ниже приведены физико-химические характеристики природных битумов Мордово-Кармальского, Ашальчинского, Каменского и Олимпиадовского месторождений.
Отличительной характеристикой Мордово-Кармальского природного битума является высокое содержание асфальтенов (12,5 %), смол (26 %) и серы (3,9 %). В нем отсутствует фракция, выкипающая до 200 0С. До 350 0С выкипает всего 23%. Остаточная фракция (>450 0С) содержится в значительных количествах – 56,2 %.
Физико-химические характеристики Мордово-Кармальского природного битума, добытого различными методами, и Ашальчинского природного битума даны соответственно в табл. 12 и 13.
Таблица 12
Физико-химические характеристики Мордово-Кармальского
природного битума, добытого различными методами
| Показатели | Метод добычи | |||
| ест. приток скв. № 80 | закачка пара скв. № 104 | Внутрипластовое горение | ||
| скв. № 8 | Скв. № 465 | |||
| Плотность при 20 0С, кг/м3 | 960,0 | 953,2 | 955,2 | 922,4 |
| Кинематическая вязкость при 50 0С, мм2/с | 247,5 | 135,9 | 46,68 | 22,5 |
| Коксуемость, % мас. | 8,7 | 8,8 | 7,0 | 6,8 |
| Содержание, % мас. смол силикагелевых асфальтенов парафина серы ванадия никеля | 19,3 4,8 1,1 4,1 0,050 0,025 | 27,3 9,5 1,9 3,5 0,043 0,024 | 19,6 7,1 1,7 3,7 0,038 0,024 | 14,1 4,9 1,1 3,6 0,013 0,010 |
| Начало кипения, 0С | ||||
| Выход фракций, % мас. до 350 0С | 23,6 | 24,0 | 33,0 | 36,0 |
Таблица 13
Физико-химические характеристики природного битума
Ашальчинского месторождения
| Наименование показателей | Показатели |
| Скважина № | |
| Плотность, кг/м3 при 20 0С | 968,7 |
| Вязкость кинематическая мм2/с при 20 0С при 50 0С | 8610,82 560,61 |
| Содержание, % мас. парафинов серы асфальтенов смол силикагелевых ванадия никеля мех. примесей | 0,3 3,39 7,7 25,2 0,041 0.0112 0,34 |
| Коксуемость, % мас. | 4,5 |
| Температура вспышки в открытом тигле, 0С | |
| Фракционный состав, % мас. Н.К. 0С до 200 0С до 250 0С до 300 0С до 350 0С | 2,0 6,5 18,0 21,0 |
| Температура застывания, 0С | 5,0 |
| Кислотное число, мг КОН/на 1 г. нефти | 0,144 |
| Содержание смол сернокислотных, % об. | 80,0 |
Физико-химические характеристики природного битума Каменского месторождения для двух режимов отбора (естественным путем (I) и после закачки пара (II)) и Олимпиадовского месторождения (для четырех режимов) даны соответственно в табл. 14 и 15.
Таблица 14
Физико-химические характеристики проб природного битума
Каменского месторождения
| Показатели | Скважина 206 | |
| I | II | |
| Интервал перфорации, м | 138-143 | 138-143 |
| Содержание воды, % об | 5,6 | 12,0 |
| Плотность, кг/м3 при 20 0С | 958,4 | 961,0 |
| Вязкость динамическая, Па∙С∙103 при 8 0С при 200С при 50 при 800С | 6324,7 1717,8 186,9 43,2 | 5538,0 1491,0 177,3 41,5 |
| Содержание, % мас серы асфальтенов смол силикагелевых мех. примесей | 2,8 7,3 23,5 0,61 | 2,7 8,3 37,9 0,68 |
| Коксуемость, % мас | 4,7 | 8,6 |
| Температура вспышки в открытом тигле, 0С | ||
| Фракционный состав, % мас Н.К. 0 0С до 180 0С до 250 0С до 300 0С | 2,1 14,2 28,0 | 2,1 15,4 30,1 |
| Кислотное число, мг КОН на 1 г битума | 0,03 | 0,03 |
| Температура застывания, 0С | минус 19 | минус 19 |
| Групповой состав, % мас парафино-нафтеновые ароматические смолы силикагелевые асфальтены | 31,5 31,0 23,5 7,3 | 32,9 21,6 35,9 8,3 |
Свойства природного битума, добытого естественным путем и после закачки пара, изменились незначительно, кроме содержания воды, которая в пробе после закачки пара увеличилась с 5,6 до 12,0 % об., и коксуемости с 4,7 до 8,6 % мас.
Таблица 15
Физико-химические характеристики природных битумов
Олимпиадовского месторождения
| Показатели | Скважина № 258 | |||
| Естествен-ный режим | После 1 ОПЗ паром | После 2 ОПЗ паром | После 3 ОПЗ паром | |
| Интервал перфорации, м | 165-172 | 165-172 | 165-172 | 165-172 |
| Содержание воды, % об | 1,2 | 13,0 | 16,0 | 15,0 |
| Плотность, кг/м3 при 20 0С | 962,3 | 960,7 | 960,8 | 960,9 |
| Вязкость динамическая, Па∙С∙103 при 8 0С при 200С при 50 при 800С | 25696,2 6080,0 445,9 78,08 | 18556,5 5218,0 380,9 64,1 | 21093,9 4302,7 332,4 57,77 | 21960,9 4471,3 339,9 58,8 |
| Содержание, % мас серы асфальтенов смол силикагелевых мех. примесей | 3,37 7,01 38,5 0,55 | 3,55 6,06 42,7 0,34 | 3,1 4,6 37,4 0,33 | 3,54 7,46 43,4 0,63 |
| Коксуемость, % мас | 8,25 | 8,25 | 6,4 | 6,9 |
| Температура вспышки в открытом тигле, 0С | ||||
| Фракционный состав, % мас | ||||
| Н.К. до 180 0С до 250 0С до 300 0С до350 0С | 3,5 7,4 14,3 24,4 | 3,3 6,2 14,0 20,1 | 4,1 10,6 20,4 25,0 | 2,4 4,1 12,7 21,9 |
| Кислотное число, мг КОН на 1 г | 0,04 | 0,07 | 0,06 | 0,06 |
| Содержание смол Сернокислотных, % об | ||||
| Групповой состав, % мас Парафино-нафтеновые Ароматика Смолы силикагелевые Асфальтены | 29,6 20,3 38,5 7,01 | 26,5 18,9 42,7 6,06 | 30,5 22,7 37,4 4,6 | 20,1 25,4 43,4 7,46 |
При изучении физико-химических свойств высоковязких нефтей и природных битумов установлено, что они являются ценным углеводородным сырьем для производства высококачественных дорожных, строительных и специальных битумов, моторных топлив, смазочных масел, разнообразных химических продуктов.
Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов
Условия залегания природных битумов разведанных месторождений на территории России, в частности на территории Татарстана, отличаются сравнительно малыми глубинами, низкими величинам пластовых давлений и температур, высокой вязкостью битума в пластовых условиях, сравнительно малыми мощностями битумонасыщенных пластов, сильной неоднородностью битумонасыщенности по толщине пласта, слабой сцементированностью песчаных коллекторов, близким расположением и существенным влиянием водоносных горизонтов, содержащих пресную воду и т.п.
В этих условиях притоки вязкого битума в скважины на естественном режиме работы пласта малы и рациональным признано применение уже на первом этапе разработки скважинных тепловых методов. Наиболее богатый научно-практический опыт добычи природных битумов накоплен в Татарстане, где ведется опытно-промышленная разработка Мордово-Кармальского и опытные работы на Ашальчинском месторождениях природных битумов. Добыча битума осуществляется с применением внутрипластового горения, циклической закачки пара, циклической закачки парогаза, площадной закачкой парогаза, циклической закачкой воздуха. Процесс эксплуатации скважин при разработке месторождений с помощью внутрипластового горения может быть разделен на три характерных этапа, отличающихся по свойствам откачиваемой среды и условиями работы скважинного оборудования.
Добыча пластовой жидкости с первоначальными параметрами, как правило, мало обводненной, высоковязкой, с невысоким газосодержанием, возможно с мехпримесями. Вследствие влияния процесса горения происходит постепенное повышение температуры и обводненности, снижение вязкости, рост дебита и повышение температуры и обводненности, снижение вязкости,рост дебита и содержание мехпримесей в продукции, поступление продуктов горения в добывающие скважины, рост газового фактора до тысяч м3/м3. Резкое увеличение температуры на забое при приближении фронта горения. Дальнейшее понижение вязкости, увеличение обводненности, увеличение выноса механических примесей. Резкая интенсификация процесса абразивно-коррозионного износа оборудования. Для создания гидродинамической связи между скважинами и для добычи битумов на стадии разработки, предшествующей площадному тепловому воздействию, применяются технологии термоциклического воздействия на битумонасыщенные пласты паром и парогазом.
Способы извлечения природных битумов
Основными способами извлечения природных битумов являются скважинные и рудничные.
При скважинных способах природные битумы добываются после предварительного увеличения их подвижности в пласте путем разогрева. Разогрев может быть осуществлен нагнетанием пара, парогаза, внутрипластовым горением и др.
К рудничным способам относятся шахтные и карьерные методы. При этом способе порода извлекается на поверхность, а природные битумы и высоковязкие нефти, содержащиеся в ней, можно экстрагировать растворителями, горячей водой, паром с добавками ПАВ, щелочами и др.
Основными методами добычи природных битумов являются тепловые методы - внутрипластовое горение, закачка пара, парогаза и их модификации.
Внутрипластовое горение
Различают две модификации процесса внутрипластового горения: “сухое” и “влажное”.
При “сухом” ВГ в пласт подается только воздух. В пласте образуется фронт горения, позади которого остается сухая, сожженная порода. Температура на фронте горения достигает 600-800 °С. В пласте можно выделить несколько температурных зон: выжженная, горения остаточного топлива, термической реакции, пароводяная, горячей воды и конденсата, начальной пластовой температуры.
Коэффициент вытеснения при “сухом” ВГ может достичь 90 %. Его величина зависит от пористости, нефтенасыщенности и количества сгорающего топлива. Практически, из пласта вытесняется вся нефти, за исключением того, что сгорает на фронте.
Теплоемкость закачиваемого агента можно повысить, нагнетая в пласт воду совместно с воздухом. Если количество нагнетаемой воды таково, что впереди фронта горения образуется большое паровое плато, то процесс называется влажным внутрипластовым горением.
Вода и воздух должны закачиваться попеременно, такое нагнетание агентов способствует увеличению охвата пласта. Благодаря снижению фазовой проницаемости и соответствующему повышению давлений нагнетаний закачиваемые агенты поступают в большее число пропластков. Рост градиентов давления способствует вытеснению высоковязких нефтей и природных битумов из малопроницаемых пропластков.
Выбор системы воздействия на ПБ и ТН рекомендуется на основании критериев применимости методов повышения нефтеотдачи (табл.16).
Таблица 16.
Критерии выбора объектов для разработки
методом внутрипластового горения
| П а р а м е т р ы | Р е к о м е н д у е м ы е |
| Глубина залегания, м | < 2100 |
| Мощность пласта, м | > 3 |
| Пористость, % для терригенных пород для карбонатных пород | > 18 > 12 |
| Нефтенасыщенность к началу процесса, % | > 40 |
| Проницаемость, мкм2 | > 0,1 |
| Вязкость пластовой нефти, мПа.с | > 10 |
| Плотность пластовой нефти, г/см3 | > 0,870 |
Закачка пара
При закачке теплоносителя в пласте образуются две области - область, охваченная теплом, и область, неохваченная теплом. Эти области непостоянные и изменяются во времени. При этом в процессе нагнетания теплоносителя область, охваченная теплом, возрастает по направлению от нагнетательных скважин к добывающим. Наличие в пласте двух областей формирует механизм вытеснения нефти.
В связи с высокими температурами в зоне пара из высоковязкой нефти, вследствие ее перегонки, выделяются легкие компоненты, способствующие повышению коэффициента вытеснения. Количество легких компонентов зависит от состава высоковязкой нефти. Чем “легче” нефть, тем больше количество легких компонентов образуется в пласте и тем выше коэффициент нефтеотдачи.
Важным фактором в улучшении технологии применения закачки пара для увеличения нефтеотдачи пластов является использование тепловых оторочек. Закачиваемая вслед за паром холодная вода регенерирует часть ушедшего тепла и перемещает образованный ранее углеводородный вал.
Выбор системы воздействия на ПБ и ТН рекомендуется на основании критериев применимости методов повышения нефтеотдачи (табл.17).
Таблица 17
Критерии выбора объектов для разработки
методом закачки пара
| Параметры | Значение |
| 1. Глубина залегания, м | до 400 |
| 2. Мощность пласта, м | >10 |
| 3. Пористость для терригенных пород, % | >18 |
| 4. Проницаемость, мкм2 | >100 |
| 5. Вязкость битума, мПа.с | >1000 |
| 6. Плотность битума,г/см3 | >900 |
| 7. Битумонасыщенность, % об. | >40 |
| 8. Диаметр скважины на горизонтальном участке продуктивного пласта, мм | >100 |
| 9. Длина горизонтального участка, м | >200 |
| 10. Расстояние между параллельными по напластованию скважинами, м | >6 |
| 11. Расстояние от добывающей скважины до границы битумонасыщенности ниже 4 (весов) | > 2 |