ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПЕЧЕРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В статье изучены реологические свойства тяжелой нефти Печерского месторождения в широком температурном диапазоне. Основное внимание уделено изучению вязкой и упругой компонентам вязкости в зависимости от температуры для обоснования оптимальных условий разработки данного нефтяного месторождения.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, битум, упругая компонента вязкости, вязкая компонента вязкости, реологические свойства.

Farmanzade A.R. 1 , Karpunin N.A. 2 , Khromykh L.N. 3 , Evsenkova A.O. 4 , Al–Gobi G. 5

1 Postgraduate student, 2 student, 3 associate professor, 4 student, 5 student. 1,2,4,5 National Mineral Recourses University (University of Mines), 3 Samara State Technical University

THE INVESTIGATION RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HEAVY OIL FIELD PECHORA

Abstract

There is the investigation of the rheological properties of heavy oil field Pechora in a wide temperatures range in this paper. Main attention is given to the study of the loss and storage modulus of the viscosity as a function of temperature for the recommendation of optimal conditions for development of this oil field.

Keywords: heavy oil, bitumen, storage modulus, loss modulus, rheological properties.

На сегодняшний день, в связи с неуклонным истощением запасов легких, маловязких нефтей, все большее значение приобретает необходимость введения в разработку месторождений трудноизвлекаемых запасов, таких как высоковязкие нефти и природные битумы, большая часть которых находится в Канаде, Венесуэле и России. В Российской Федерации более 70% высоковязких нефтей приурочены к 5 регионам: в Пермской области (более 31 %), в Татарстане (12,8 %), в Самарской области (9,7 %), в Башкортостане (8,6 %) и Тюменской области (8,3 %) [6].

Месторождения нефтей такого типа, как правило, характеризуются небольшими глубинами залегания нефтеносных пластов и, зачастую, низкой пластовой температурой, в то время как залегающие в них нефти или битумы обладают неньютоновскими свойствами [3, 17], обусловленными большим содержанием парафинов асфальтенов и смол [4, 5, 7]. При высоком содержании тяжелых компонентов в составе нефтей проявляются вязкоупругие свойства, которые впервые были обнаружены еще в 1970-х гг. [1].

Высокие значения вязкости таких нефтей в пластовых условиях являются причиной низких дебитов добывающих скважин, а иногда, и полного их отсутствия при попытках разработки месторождения на естественном режиме [2, 7, 8]. В настоящее время термические методы воздействия на продуктивный пласт получили наибольшее распространение при разработке залежей таких углеводородов [13, 15, 16]. Среди этих технологий стоит отметить циклическую (cyclic steam injection) и площадную закачку пара, как наиболее распространенные методы добычи и интенсификации притока в России и парогравитационное дренирование (SAGD – steam assisted gravity drainage), широко применяемое за рубежом [8, 10, 11, 12].

Для изучения свойств высоковязкой нефти, залегающей в сложнопостроенном карбонатном коллекторе, было выбрано Печерское месторождение, располагающееся на берегу реки Волга, у села Печерское. Ранее на данном месторождении добывалась горная порода (известняки и доломиты), насыщенная тяжелой нефтью, для последующего извлечения из нее сырья для производства битумной мастики. Авторами были организованы полевые выходы на данное месторождение для сбора информации о строении залежи и образцов для изучения реологических свойств нефти и пустотного пространства пласта-коллектора.

В данной работе была изучена реологических свойств нефти от температуры. При этом использовался современный высокоточный ротационный вискозиметр с воздушными подшипниками.

Эксперимент по изучению зависимости динамической вязкости от температуры проводился следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 110°С. На вискозиметре было задано значение угловой скорости 5 с -1 , после чего температура плавно опускалась до 50°С. Данная температура была предложена в качестве граничной для предотвращения излишней перегрузки двигателя вискозиметра.

Рис. 1 – Зависимость динамической вязкости высоковязкой нефти от температуры.

На представленном рисунке видно, что динамическая вязкость нефти может быть описана степенной функцией вида y=1177320551696170000x -7,24 с величиной достоверности аппроксимации R² = 0,99554. Нефть на всем интервале представленных температур является высоковязкой (вязкость при 110°С составляет 2003 мПа∙с, а при 50°С – 502343 мПа∙с). На данном этапе испытаний измерить вязкость нефти при пластовой температуре 20°С не было возможно из-за ограничения возможностей вискозиметра.

Для углубленного изучения реологических свойств данной нефти были проведены дополнительные специализированные динамические испытания по определению упругой и вязкой компонент вязкости. В ходе экспериментов было изучено влияние снижения температуры на упругую компоненту вязкости (динамический модуль сдвига, также называемый storage modulus) и вязкую компоненту вязкости (податливость или loss modulus) [12, 14]. Нефть Печерского месторождения, используемая для проведения исследований, в первом случае охлаждалась в выбранном интервале температур от 90ºС до 50ºС. Эксперимент проходил следующим образом: на разогретую до 70°С площадку вискозиметра помещалась капля нефти объемом 1 мл, затем капля прижималась ротором, и температура повышалась до 90°С, после чего плавно снижалась до 50°С с записью данных. Динамическая нагрузка была представлена осцилляционным движением ротора с частотой 1 Гц и нагрузкой 100 Па. Результаты представлены на рисунке 2.

Рис. 2 – Зависимость упругой (storage modulus) и вязкой (loss modulus) компонент вязкости высоковязкой нефти Печерского месторождения от температуры.

Анализируя представленные зависимости, возможно сделать следующие выводы: во-первых, как вязкая, так и упругая компоненты вязкости нефти уменьшаются с увеличением температуры и достигают относительно небольших значений при 80°С, что доказывает необходимость использования тепловой энергии при разработке данного месторождения. Во-вторых, заметно, что на исследованном интервале температур нефть обладает упругими свойствами, которые хоть и уменьшаются при увеличении температуры, но достигают значительных величин: 23,54 Па.

Исходя из результатов проведенных исследований, возможно сделать следующие выводы: