ПРОБЛЕМЫ ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ

Физико-химические показатели нефти: плотность, вязкость, давление насыщенных паров, содержание серы и воды показывают сравнительную характеристику ее товарных свойств. Эти товарные показатели качества нефти входят  в государственные стандарты и прямо или косвенно характеризуют её эксплуатационные свойства. Кроме того, данные показатели необходимы для расчета и проектирования трубопроводов, нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего оборудования.

Основными проблемами в изменении физико-химических свойств нефтей представляются утяжеление их состава и увеличение обводненности. Как правило, данные проблемы возникают в связи с продолжительной выработкой месторождений и вынуждают нефтедобывающую организацию активно использовать методы увеличения нефтеотдачи.

1. Содержание воды.

В процессе эксплуатации скважин наблюдается постепенный рост обводненности продукции скважин. Этот факт негативно сказывается на состоянии нефтепромыслового оборудования, трубопроводной инфраструктуры. Также увеличивается загруженность установок подготовки нефти и КНС по поступающей пластовой воде при снижении производительности УПН по товарной нефти. Сбои при работе оборудования данных скважин приводят не только к снижению экономической эффективности, но и к повышению риска для жизни и здоровья обслуживающего персонала. [1]

По уровню обводненности скважины можно разделить на следующие группы:

1. С содержанием воды в продукции скважины до 40 %. Дисперсионная среда при этом – нефть, дисперсная фаза – вода. Механическое перемешивание не создает аномальновязких эмульсий. Эта группа относится к малообводненому фонду скважин. Как правило, такой уровень обводненности скважин не приводит к значительным изменениям свойств нефти и качества продукции, а влияние на эксплуатацию скважинного оборудования незначительно.
2. Скважины с продукцией средней обводненности – от 40 до 75 % воды в скважинной продукции. В интервале этой обводненности происходит инверсия фаз: эмульсия вода в нефти превращается в эмульсию нефть в воде. При механическом перемешивании создаются аномально-высоковязкие эмульсии, обладающие структурообразующими и тиксотропными свойствами. Подобные эмульсии серьезно влияют на работу насосного оборудования скважин. Такие эмульсии разлагают совокупностью термических, химических и электрических методов.
3. Скважины с 75…95 % воды в скважинной продукции: эмульсия быстро разлагается на нефть и воду с достаточно четким разделом фаз. При этом вязкость жидкости небольшая и по величине может быть даже ниже вязкости чистой нефти. Эта группа именуется высокообводненным фондом.
4. Группа с предельной обводненностью продукции 95 % и выше. При этом вязкость жидкости близка к вязкости пластовой воды. Устойчивая эмульсия не создается при перемешивании с любой интенсивностью, водонефтяная смесь быстро расслаивается на нефть и воду. [2]

2. Давление насыщенных паров нефти.

Помимо обводненности, серьезное влияние на процесс добычи нефти оказывает давление насыщенных паров. Высокие давления в пласте и недостаточная минерализация воды при ее подготовке для нефтей может влиять на растворение больших объемов газа в воде. К изменению газосодержания в процессе разработки при нагнетании в пласт воды приводит избирательное растворение некоторых компонентов в воде. Наиболее высокой растворимостью в воде обладают метан и азот, их содержание в попутном газе в процессе разработки с заводнением обычно заметно уменьшается. Уменьшение газосодержания пластовой нефти за счет наиболее растворимых в воде компонентов газа приводит к весьма заметному снижению давления насыщения. [3, 4]

3. Плотность и вязкость.

Помимо роста обводненности и снижения давления насыщенных паров пластовой жидкости важной проблемой является увеличение её плотности и вязкости. Изменение данных параметров прогрессирует по мере увеличения времени эксплуатации фонда скважин.

В результате гидродинамического воздействия на пласт и процессов повышения нефтеотдачи с различных зон месторождения начинает поступать остаточная нефть, которая, как правило, имеет более низкое содержание легких фракций, что и приводит к увеличению вязкости и плотности нефти. [3]

Помимо эксплуатационных факторов, основным процессом, приводящим к изменению свойств нефти, является биохимическое окисление углеводородов за счет сульфатов, растворенных в воде. Легкие парафиновые углеводороды при восстановлении сульфатов окисляются до двуокиси углерода и воды, а тяжелые, начиная с С₁₀Н₂₂, превращаются в полинафтенаты. Однако независимо от конечных пунктов окисления углеводородов восстановление сульфатов во всех случаях приводит к потере легких фракций нефти, увеличению ее плотности и вязкости.

В процессе разработки месторождения с повышением плотности и вязкости добываемой нефти увеличивается также и содержание в ней сернистых соединений. Это объясняется тем, что чем тяжелее нефти, тем больше в них содержание сернистых соединений. [4, 6]

4. Биологический фактор.

Влияние на физико-химические свойства нефти оказывает также биологический фактор. В условиях нефтяной залежи, эксплуатируемой методом заводнения, численность пластового биоценоза доходит до 12 млн. клеток/дм³ , среди которой почти 50 % приходится на долю углеводородокисляющей группы микроорганизмов. Структура пластовой воды с растворенными минеральными и органическими соединениями обеспечивает рост и ферментативную активность микроорганизмов нефтяной залежи. В процессе биодеградации увеличивается вязкость и плотность, повышается содержание ароматических углеводородов, смол и асфальтенов.

Процессы биодеградации протекают c образованием обратных эмульсий и накоплением продуктов метаболизма, в том числе кислот, играющие роль биоПАВ и общего белка в связи с приростом биомассы микроорганизмов. [7]

Выводы.

1. Обводненность нефти – важный показатель, указывающий на срок работы скважины. На ранних и поздних этапах выработки скважин водонефтяная эмульсия не обладает чрезмерной устойчивостью, что позволяет достаточно легко отделять воду от нефти, однако высокообводненные нефти вызывают определенные трудности, связанные с их извлечением из пласта.

Наиболее проблемными являются скважины с обводненностью порядка 40…75 %, так как требуют больших затрат на подъем скважинной продукции на поверхность и приведения пластовой нефти в соответствие с требованиями нормативно-технической документации. Это связано, в большей степени с образованием стойких эмульсий, образующихся при интенсивном перемешивании пластовой жидкости при движении к поверхности и к месту подготовки.

2. Снижение давления насыщенных паров нефти с течением времени также отрицательно влияет на процесс добычи и подготовки нефти. Во-первых, давление в пласте прямо зависит от содержания попутных газов и легких углеводородов в нефти. Снижение давления приводит к увеличению затрат на подъем нефти из скважины. Во-вторых, нефтяные газы (в основном, метан) растворяются в подтоварной воде и снижают давление насыщения пластовой жидкости, что может привести к снижению качества подготовки нефти на стадиях сепарации.

3. Увеличение плотности и вязкости нефти неизбежно при длительной эксплуатации месторождений. На данные показатели оказывают влияние множество факторов: обводненность, биохимическое окисление легких углеводородов сульфатами, применение методов увеличения нефтеотдачи и так далее. Увеличение плотности и вязкости нефти приводит к увеличению нагрузок на добывающее оборудование и снижает надежность его работы.

4. Биологическое воздействие микроорганизмов на нефть увеличивает вязкость и плотность нефти в следствие увеличения содержания в ней ароматических углеводородов, смол и асфальтенов. Биологическая деградация нефти сопровождается также образованием кислот, которые играют роль биологических поверхностно-активных веществ.

Список литературы:

1. Насыров, А. М. Управление осложнениями в добыче нефти [Текст] / А. М. Насыров // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 1 (40). – С. 16-17.
2. Насыров, В. А. Обводненность продукции скважин и влияние ее на осложняющие факторы в добыче нефти [Текст] / В. А. Насыров, Ю. В. Шляпников, А. М. Насыров // Экспозиция Нефть Газ. – 2011. – № 2/Н (14). – С. 14-17.
3. Амерханов, И. И. Изменение физико-химических свойств пластовой нефти в процессе разработки Ромашкинского месторождения [Текст] / И. И. Амерханов, К. А. Ковалев // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. – Москва. – 2010. – С. 135-141.
4. Космачева, М. С. Изменение состава пластового флюида при разработке многопластовых месторождений с тектоническими нарушениями [Текст] / М. С. Космачева, И. М. Индрупский // Экспозиция Нефть Газ. – 2018. – № 7 (67). – С. 16-22.
5. Харлампиди, Х. Э. Сераорганические соединения нефти, методы очистки и модификации [Текст] / Х. Э. Харлампиди // Соросовский образовательный журнал. – 2000. – Т. 6. – № 7. – С. 42-46.
6. Самойленко, Е. А. Удаление сераорганических соединений из нефти [Текст] / Е. А. Самойленко // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе (РГУ нефти и газа им.Губкина) . – 2017. – № 1. – C. 32-35.
7. Сваровская, Л. И. Изменение физико-химических свойств нефти в зависимости от степени биодеструкции [Текст] / Л. И. Сваровская, Л. А. Стрелец, Л. К. Алтунина, Л. Д. Стахина // Тезисы докладов международных конференций "Перспективные материалы с иерархической структурой для новых технологий и надежных конструкций" и "Химия нефти и газа" в рамках международного симпозиума "Иерархические материалы: разработка и приложения для новых технологий и надежных конструкций". – 2018. – C. 2.