В статье был предложен критерий определения тяжелой нефти, который учитывает не только свойства флюида, но и свойства породы, в которой происходит фильтрация. Критерий был введен, опираясь на теорию устойчивости водонефтяного фронта при вытеснении нефти водой.
Ключевые слова: тяжелая нефть, гидродинамика, вязкость.
Тяжелая нефть — это нефть, эффективное извлечение которой традиционными методами невозможно. Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам тяжелых углеводородных ресурсов [1]. По оценке института неорганической химии РАН, российские запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6,3 миллиарда тонн. Более 70 % залежей тяжелых залежей находятся в Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах.
Динамическая вязкость такой нефти в пластовых условиях характеризуется значениями от 20 сП величин близким к значениям природного битума (9000 сП). При этом большинство месторождений имеют вязкость 1000 сП [1].
Рассмотрим свойства тяжелой нефти на примере Ярегского месторождения, расположенного в районе Республики Коми (таблица 2) [2].
Основные проблемы при добыче тяжелой нефти возникают из-за ее низкой подвижности. Ее добыча, транспортировка и переработка связаны с большими технологическими трудностями и материальными затратами. Нефть является малоподвижной в основном из-за высокой динамической вязкости. Поэтому многие методы добычи направлены на ее понижение.
Таблица 1
Физико-химические свойства тяжелой ярегской нефти
|
Показатель |
Ярегская нефть |
|
Плотность при 20 о C, кг/м 3 |
939,8 |
|
о API |
19 |
|
Кинематическая вязкость при 40 о C, мм 2 /с: |
562,18 |
|
Температура застывания, о C |
-18 |
|
Содержание серы, % по массе |
1,2320 |
|
Содержание алюминия, % по массе |
0,0070 |
|
Содержание кремния, % по массе |
0,0070 |
|
Содержание ванадия, % по массе |
0,0160 |
|
Содержание железа, % по массе |
0,0047 |
|
Содержание никеля, % по массе |
0,0047 |
|
Содержание дизельной фракции 220–330 о C, % по массе |
29 |
|
Содержание высококипящей фракции, выкипающей выше 330 о C, % по массе |
71 |
|
Содержание насыщенных углеводородов, % по массе |
16,00 |
|
Содержание линейных парафинов, % по массе |
3,78 |
|
Содержание ароматических углеводородов, % по массе |
40,00 |
|
Содержание смол, % по массе |
27,00 |
|
Содержание асфальтенов, % по массе |
17,00 |
Под традиционными способами понимается вытеснение нефти водой. Для того чтобы понять эффективность данного процесса обратимся к элементарной теории устойчивости водонефтяного фронта, введем параметр M, он будет определятся соотношением (1):
|
|
(1) |
То есть до фронта и после фронта уже рассматривается подвижность двухфазного потока. Если M<1 то водонефтяной фронт устойчивый, вытеснение нефти водой будет эффективным.
Таким образом введенный параметр M определяет эффективность вытеснения нефти водой, то есть по сути является критерием определения тяжелой нефти. Нефть будет тяжелой при M>1 . В этом случае флюид до фронта будет фильтроваться с большей скоростью, то есть будут образовываться языки обводненности за фронтом, и он будет неустойчивым.
Для того, чтобы воспользоваться данным параметром, необходимо знать водонасыщенность на фронте S f и остаточную водонасыщенность S 0 , которые как раз и определяются через решение задачи Баклея — Леверетта.
Проведем оценку нефти различной вязкости для фазовых проницаемостей, описываемых аппроксимацией Наара — Гендерсона [3], который учитывает возможные значения предельных точек, таких как критическая водонасыщенность и критическая нефтенасыщенность.
Рис. 1. Кривые ОФП для воды и нефти по методу Наара-Гендерсона
Обобщенная аппроксимация описывается следующими уравнениями:
|
|
(2) |
где P, R, N — варьируемые эмпирические параметры.
Рассмотрим несколько комбинаций данных параметров. Для наглядности работы предложенного метода определения тяжелой нефти продемонстрируем два случая.
Первый случай:
|
|
(3) |
Второй случай:
|
|
(4) |
Вязкость нефти будет рассматриваться в диапазоне от 10 сП до 35 сП. Вязкость воды была прията равной 1 сП. Графики численных решений для данных значений вязкости представлены в приложениях 1–10. Ниже будет приведены результаты расчетов.
Таблица 2
Результат численных расчетов задачи Баклея — Леверетта
|
P = 2, R = 1, N = 2 |
||||||
|
μ н , сП |
S 0 |
S f |
λ 0 |
λ f |
M |
|
|
10 |
0,2 |
0,390 |
0,100 |
0,075 |
0,75 |
|
|
15 |
0,360 |
0,067 |
0,057 |
0,85 |
||
|
20 |
0,345 |
0,050 |
0,048 |
0,96 |
||
|
25 |
0,335 |
0,040 |
0,042 |
1,05 |
||
|
30 |
0,325 |
0,033 |
0,036 |
1,09 |
||
|
P = 3, R = 1.5, N = 2.2 |
||||||
|
μн, сП |
S 0 |
S f |
λ 0 |
λ f |
M |
|
|
10 |
0,2 |
0,405 |
0,100 |
0,066 |
0,66 |
|
|
15 |
0,385 |
0,066 |
0,053 |
0,80 |
||
|
20 |
0,367 |
0,049 |
0,044 |
0,90 |
||
|
25 |
0,355 |
0,040 |
0,037 |
0,93 |
||
|
30 |
0,345 |
0,033 |
0,032 |
0,97 |
||
|
35 |
0,338 |
0,028 |
0,030 |
1,07 |
||
Для наглядности построим графики подвижности рисунок 2 и рисунок 3 с выделением необходимых точек. Пересечение линии AB с графиками дает значение подвижности на водонефтяном фронте, пересечение и линией S=0,2 — подвижность в точке остаточной водонасыщенности.
Рис. 2. Результат численных расчетов для первого случая
Рис. 3. Результат численного расчета для второго случая
Как показывают результаты, для фазовых проницаемостей, описываемых аппроксимацией Наара — Гендерсона с параметрами (3), нефть будет считаться тяжелой при её значении динамической вязкости свыше 25 сП. Для той же аппроксимации, но с параметрами (4), нефть является тяжелой, если её вязкость уже больше 35 сП. Таким образом, было продемонстрировано, что введенный метод определения тяжелой нефти учитывает свойства не только флюидов, но и свойства породы, в которой происходит фильтрация.
Определение тяжелой нефти не может быть однозначно дано, если оно опирается только на вязкость флюида, необходимо также учитывать свойства породы, в которой происходит фильтрация. В представленных результатах хорошо наблюдается существенное различие нижних границ по вязкости, выше которой нефть считается тяжелой, в зависимости от вида фазовых проницаемостей.
Литература:
- Щепалов А. А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья / А. А. Щепалов. — Нижний Новгород: Издательство Нижегородского государственного университета, 2012. — 93 с.
- Кондрашева Н. К. Сравнительная оценка структурно-механических свойств тяжелых нефтей Тимано-Печорской провинции / Н. К. Кондрашева, Ф. Д. Байталов, А. А. Бойцова // Записки Горного института. — 2017. — № 225. — С. 320–329.
- Хайруллин, А. А. Разработка и исследование модели двухфазного непоршневого вытеснения нефти водой: специальность 2.8.4 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Тюмень, 2021. — 147 c. — Режим доступа: https://www.tyuiu.ru/wp-content/uploads/2021/10/Dissertatsiya-Hajrullin-Az.Am..pdf
