CC BY
28
УДК [622.031:[556.3+553.982]]:536.71
Ключевые слова:
коэффициент вытеснения нефти, пластовое давление, температура высокоминерализованных пластовых вод.
Keywords:
coefficient of oil displacement, reservoir pressure, temperature of highly mineralized brain waters.
А.Г. Гусейнов, А.Н. Шахвердиев
Экспериментальное исследование плотности и упругости паров высокоминерализованных природных пластовых вод
В результате долгосрочной эксплуатации нефтяных скважин падает нефтеотдача пласта. Увеличение нефтеотдачи пластов - важнейшая проблема нефтедобывающей промышленности. Эта задача может быть решена прежде всего путем тщательного изучения фактической нефтеотдачи истощенных и разрабатываемых месторождений и тех причин, которые вызывают задержку нефти в пласте. Нефтеотдачу пласта изучают и оценивают различными методами.
Для эффективного освоения нефтегазоконденсатных месторождений необходимо проводить комплексные экспериментальные исследования и физическое моделирование процессов в нефтяных оторочках с применением различных инновационных технологий и агентов вытеснения [1-4]. В результате смешивания агентов вытеснения с природными пластовыми водами вязкость нефти снижается, что способствует увеличению проницаемости пласта и выравниванию фронта вытеснения (таблица) [5, 6].
Отдельное изучение теплофизических свойств высокоминерализованных пластовых вод при активном воздействии на пласт даст возможность обеспечить необходимое соотношение вязкостей вытесняющего агента (да) и нефти ): достаточно высоких коэффициентов извлечения нефти (более 30-35 %) можно ожидать при соотно-ц
шениях — > 1,5 + 2.
К
Многие инженерные задачи из области нефтехимии, транспорта и переработки природного газа успешно решаются на основе надежных данных о теплофизических свойствах флюидов, в частности коэффициентах плотности, вязкости и теплопроводности. Однако экспериментальное определение указанных величин - трудоемкая операция. Далее в статье рассказывается о технологии получения достаточно точных данных о свойствах высокоминерализованных пластовых вод с различной концентрацией солей, показан алгоритм составления на их основе расчетного уравнения состояния.
Свойства высокоминерализованных пластовых вод в широком диапазоне изменения параметров состояния исследовались на специальной экспериментальной установке методом неразгруженного пьезометра постоянного объема, разработанным С.Л. Ривкиным и Т.С. Ахундовым для исследования плотности обычной и тяжелой воды. Расчетная формула метода теоретически обоснована.
Выбранный метод измерений обладает следующими достоинствами:
а) сравнительной простотой конструкции установки и методики проведения эксперимента;
б) высокой точностью учета всех поправок, присущих методу;
в) надежностью получаемых прецизионных данных о термических свойствах веществ.
Кроме того, установка позволяет проводить измерения плотности в широком диапазоне параметров состояния, включая критическую и сверхкритическую области жидкого состояния и пара, двухфазного состояния и зависимости давления насыщенного пара Рот температуры Т, а также получать экспериментальные данные на термодинамической поверхности в различных сечениях: на изотермах, изобарах и изо-хорах (это очень удобно с точки зрения внутреннего согласования полученных результатов).
Реагенты, повышающие не( »теотдачу пласта
Реагент Динамическая вязкость, мПас Плотность р, г/см3 Агрегатное состояние
1. 0П-10: 0,05 % водного раствора оксиэтилированного алкилфенола на основе полимердистиллата 3100 при 20 °С - Жидкость
2. ПАПС: смесь части сульфоната и трех-десяти частей водного раствора полиакриламида (ПАА) 2,2-60 0,98-1,0
3. ПАВ: 3,5-7,5 % сульфонала; 2,5-6,5 % ОП-4; остальное - вода минерализации до 40 кг/м3 - 1
4. ПАА 08-131 - - Порошок
5. Алкилированная серная кислота: 80-86 % Н2БО4; 10-13 % сульфокислоты; 5-7 % смолянисто-масляных веществ; 0,5 % карбоновых кислот > 80 при 20 °С 1,660 при 20 °С Маслянистая жидкость
6. Бура техническая - 1,73 при 20 °С Кристаллы
7. РХ: 43-45 % едкого натрия 50,8 при 20 °С 1,43-1,44 при 20 °С Прозрачная жидкость
8. Изопропиловый спирт: 1-5 % оторочки ПАВ 2,39 при 20 °С 0,79 при 20 °С Бесцветная жидкость
9. Серная кислота: 93 % технической кислоты; 0,14-0,15 % сульфокислот (ПАВ) 23,3 при 20 °С 1,83 при 20 °С
10. СНПХ-95: ПАВ неионогенного и сульфатного типов 4,0 при 20 °С 1,08 при 20 °С Жидкость
11. ОП-4 (7-13 %) + 0П-10 (7-13 %) + + моноалкилфениловый эфир + тетраэтиленгликоль + + жидкий углеводород (35-45 %) + вода - -
12. 0НПК-50: оксипропилированная полиакриловая кислота, нейтрализованная ЫаОИ 1,310-6 при 20 °С и рН > 4 0,101 при 20 °С Вязкая жидкость
13. Азот, диоксид углерода, ПАА в воде - - -
Методика проведения эксперимента
Сущность метода неразгруженного пьезометра постоянного объема заключается в нагреве жидкости в пьезометре в процессе эксперимента. Соответственно, давление в правом колене трубки и-образного жидкостного манометра поднимается. Чтобы сохранить объем жидкости постоянным, для компенсации давления из пьезометра выпускают несколько капель жидкости.
Объем исследуемого вещества
Урт = У0 + ДУт +ДУР,
где У0 - объем пьезометра при нормальных условиях (давление Р = 0,1 МПа и температура Т = 293,15 К); ДУт - поправка на изобарическое изменение давления пьезометра; Д УР - поправка на изотермическое изменение давления пьезометра.
Масса исследуемого вещества находится на основе опытных данных по формуле
МРт = Мр - X мвьш - XМ6шш - ДМис1ир,
где МР - количество вещества в пьезометре при нормальных условиях; ^Мвьш - количество вещества, выпускаемое из пьезометра в пикнометр; ^ М6алл - количество вещества при балластном объеме; ДМис1шр - объем вещества, испаряющегося из пьезометра.
Таким образом, рабочая формула принимает вид:
_ МР,Т
где рРТ, Урт, МРТ - плотность, объем и масса вещества, соответственно, при заданных значениях параметров Р и Т.
Для исследования подбирались растворы пластовых вод следующих минерализаций: 11,2; 18,11; 25,77; 32,55 и 48,0 г/л. Опыты проводились по изотермам при постоянном объеме раствора в пьезометре с температурным шагом Т = 298,15-598,15 К и по изохоре в диапазоне температур при давлении Р = 0,1-40 МПа.
Схема экспериментальной установки
Экспериментальная установка (рис. 1), собранная в целях определения РрТ-зависимостей для жидкостей, представляет собой один из вариантов метода пьезометра постоянного объема, обеспечивающий возможность точного экспериментального определения поправки на балластный объем [7, 8].
Анализ существующих температурных зависимостей, отличающихся простотой формы и меньшим числом коэффициентов, показал, что ни одно из уравнений не может быть использовано для описания с необходимой точностью результатов выполненных авторами экспериментов [9, 10], кроме уравнения Ахундова-Иманова в форме
Р = А-»
4 8 : V V
(1)
где Ь и Б - коэффициенты, заменяющие температурные функции, V - молярный объем. Приемлемость предложенного уравнения была проверена в координатной системе
Р ^ 1 1
Р ■ V ; — I, где экспериментальные данные от-
V )
дельных изотерм с большой точностью располагались на прямой линии в интервале температур 323,15-598,15 К вплоть до линии насыщения. Применительно ко всем исследованным растворам для каждой изотермы в отдельности методом наименьших квадратов найдены значения коэффициентов Ь и Б (рис. 2).
Рис. 1. Схема экспериментальной установки: 1 - термометр сопротивления; 2, 16 - торцевые нагреватели; 3 - сферический пьезометр; 4 - нижний нагреватель; 5 - капилляры соединений;
6 - охладители капилляров; 7 - тройник; 8 - вентиль; 9 - бюкс для выпуска жидкости; 10 - смотровое окно; 11 - грузопоршневые манометры, 12 - и-образный жидкостный манометр; 13 - двигатель насоса; 14 - охладитель оси насоса; 15 - пропеллер насоса; 17 - регулировочный нагреватель; 18 - потенциометр; 19 - терморегулятор нагревателя; 20 - изоляция термостата
С| 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
9000 323,15
оЬ = /(Т) . о Б = /(Т)
10000 ^
9000
8000
7000
6000
423,15
523,15
623,15
Т,К
Рис. 2. Зависимость коэффициентов Ь и Б от температуры для концентрации раствора (минерализации воды) с = 8,2 г/л
пересчета имеет значительно меньшую кривизну и описывается уравнением вида:
Ь = ВТ + А.
(2)
Следовательно, уравнение (1) можно записать в виде:
л ВТХ + А Б Р =-;-+ —г-
(3)
где А, В, Б и х - коэффициенты, постоянные для отдельных значений с. Значения Б, х для различных значений с отличаются друг от друга. С очень хорошим приближением их изменение описывается линейными уравнениями вида:
Б = Б0 - Б с;
X Хо X, С.
(4)
(5)
Анализ показал, что если считать коэффициент Б постоянным и равным примерно его среднему значению в температурном интервале 448,15-598,15 К, то новые вычисления значения Ь для отдельных изотерм практически не влияют на точность описанного уравнения. С этой целью для всех концентраций были вычислены средние значения Б, и по этим данным рассчитаны значения Ь. Кривая Ь после
На рис. 3 и 4 показаны зависимости уровней минерализации (при заданных значениях Т = 323,15-573,15 К) и температуры (при заданных значениях с = 0-89,32 г/л) пластовых вод от плотности при Р = 10 МПа.
Коэффициент А, входящий в уравнение (3), имеет степенную зависимость:
А = А0 +А1с2-3.
(6)
р, кг/м3
Рис. 3. с,р-диаграмма при Р = 10 МПа для различных температур, К:
573,15 (1); 548,15 (2); 523,15 (3); 498,15 (4); 473,15 (5); 448,15 (6); 423,15 (7); 398,15 (8);
373,15 (9); 348,15 (10); 323,15 (11)
р, кг/м3
Рис. 4. Г,р-диаграмма при Р = 10 МПа для различных уровней минерализации воды, г/л:
0 (1); 11,2 (2); 25,77 (3); 32,55 (4); 48,06 (5); 60,41 (6); 79,74 (7); 89,32 (8)
Коэффициент В имеет сложный характер и описывается экспоненциальной зависимостью:
В = В0 ехр(а1с + а2с2 + а3с3).
(7)
Выше указанных параметров вплоть до линии насыщения уравнение (8) описывает экспериментальные значения плотности со средне-квадратической ошибкой 0,03 %. Вблизи линии насыщения ошибка существенно возрастает.
С учетом уравнений (4-7) в окончательном виде обобщенное уравнение состояния для пластовых вод в диапазоне минерализации с = 0-48,0 г/л в исследованном интервале давлений Р = 40 МПа; Т < 598,15 К) имеет вид:
Р =
ВТХ
+ А0 + Ас + В0 + В1с
(8)
Список литературы
1. Троицкий В.М. Обоснование выбора агентов вытеснения нефти при разработке нефти
и газоконденсатных месторождений Восточной Сибири по результатам экспериментальных исследований / В.М. Троицкий, С.Г. Рассохин, А.Ф. Соколов и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: ВНИИГАЗ, 2014. - № 2. - С. 98-105.
2. Рассохин А.С. Исследование эффективности водного раствора полиакриламида
и двухфазной водо-метановой смеси как вытесняющих вязкую нефть агентов / А. С. Рассохин // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2010. - С. 170-190. -(Вести газовой науки).
3. Ривкин С. Л. Экспериментальное исследование удельных объемов воды / С. Л. Ривкин,
Т. С. Ахундов // Теплоэнергетика. - 1962. -№ 1. - С. 57-65.
4. Гумбатов Г.Г. Защита окружающей среды при добыче, хранении и транспорте нефти с применением коллоидных композиций / Г.Г. Гумбатов, Р.А. Дащдиев. - Баку: Элм, 1998. - 336 с.
5. Гумбатов Г.Г. Химические реагенты, применяемые при добыче, подсчете нефти и газа: справ. Т. II / Г.Г. Гумбатов,
Р.А. Дащдиев. - Баку: Элм, 1999. - С. 101-130.
6. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, Г.Ф. Бататов, А.А. Герасимов. - М.: Изд. МЭИ, 1999. -
С. 365.
7. Салаватов Т.Ш. Экспериментальное исследование вытеснения нефти в пористой среде углекислым газом / Т.Ш. Салаватов, Э.Т. Алиев, Г.Х. Меликов. - Баку:
НИИ геотехнологических проблем нефти, газа и химии. - С. 75-82.
8. Акперов Р.М. Исследование воздействия на пласт водным раствором полимера для увеличения нефтеотдачи пластов / Р.М. Акперов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1992. - № 7. - С. 36-39.
9. Гусейнов А.Г. Исследование переносного свойства пластовых вод / А.Г. Гусейнов; Neftin, Qazin Geotexnoloji Problemlari va Kimya Elmi-Tadqiqat Institutu. Elmi asarlar, VII cil. - Baki, 2006. - s. 220-225.
10. Григорьев Б.А. Методы расчета теплофизических свойств нефти, газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов // Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2010. - C. 224-238. -(Вести газовой науки).
