Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти

Показатели	Значения
Плотность при 20 ^0С, кг/м^3	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 ^0С 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/м^3	960,0	953,2	955,2	922,4
Кинематическая вязкость при 50 ^0С, мм^2/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	150	144	131	73
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 №	12
Плотность, кг/м^3 при 20 ^0С	968,7
Вязкость кинематическая мм^2/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	190
Фракционный состав, % мас. Н.К. ^0С до 200 ^0С до 250 ^0С до 300 ^0С до 350 ^0С	140 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/м^3 при 20 ^0С	958,4	961,0
Вязкость динамическая, Па∙С∙10^3 при 8 ^0С при 20^0С при 50 при 80^0С	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	115	93
Фракционный состав, % мас Н.К. 0 ^0С до 180 ^0С до 250 ^0С до 300 ^0С	75 2,1 14,2 28,0	82 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/м^3 при 20 ^0С	962,3	960,7	960,8	960,9
Вязкость динамическая, Па∙С∙10^3 при 8 ^0С при 20^0С при 50 при 80^0С	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	158	160	144	170
Фракционный состав, % мас
Н.К. до 180 ^0С до 250 ^0С до 300 ^0С до350 ^0С	80 3,5 7,4 14,3 24,4	85 3,3 6,2 14,0 20,1	78 4,1 10,6 20,4 25,0	90 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	50	60	40	70
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, мкм^2	> 0,1
Вязкость пластовой нефти, мПа.с	> 10
Плотность пластовой нефти, г/см^3	> 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, мкм^2	>100
5. Вязкость битума, мПа^.с	>1000
6. Плотность битума,г/см^3	>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