Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы, битуминозная нефть, физико-химические свойства, фракционный состав.
О трудноизвлекаемых запасах нефти заговорили еще в конце 70-х годов, когда были разведаны запасы баженовской, абалакской и фроловской свит в Западной Сибири. Трудноизвлекаемые залежи (месторождения либо их части) отличаются сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти и (или) физическими свойствами, разработка которых существующими технологиями экономически нецелесообразна [11].
В настоящее время запасы легкоизвлекаемой нефти в России и в мире стремительно сокращаются. Наряду с этим огромнейшие запасы углеводородного сырья, сосредоточенного в недрах земной поверхности, находятся в трудноизвлекаемых пластах на глубине свыше 4000 м либо на относительно небольшой глубине в так называемых битуминозных шахтах. Залежи этих шахт представляют собой ценнейшее сырье для нефтепереработки. В связи с этим возникает необходимость более детального изучения физико-химических свойств, выявления закономерностей их изменения для прогнозирования этапов переработки битуминозных нефтей.
В России структура запасов меняется в сторону все более и более сложнодобываемых. На сегодняшний день более половины запасов нефти в России относится к трудноизвлекаемым.
Разработка запасов «трудной» нефти сохранит текущий объем добычи и сделает экономику в целом более конкурентоспособной [10].
Разработка запасов нефти в баженовской свите требует значительных капитальных затрат и связана с повышенным инвестиционным риском. По оценке специалистов ряда компаний, средние удельные текущие затраты на добычу нефти из отложений баженовской свиты примерно в 2,2 раза выше затрат при разработке традиционных объектов. Вместе с тем, освоение запасов баженовской свиты выглядит привлекательнее ряда альтернативных направлений, ориентированных на поддержание нефтедобычи, например, северного шельфа восточнее Урала и новых слабо освоенных районов Восточной Сибири. В регионе, где эта свита простирается, уже есть вся необходимая инфраструктура, поэтому можно рассчитывать на меньшие затраты и сниженный ущерб для окружающей среды [1].
Технологический портфель нефтяных компаний состоит сегодня из сотен проектов, направленных на максимизацию нефтеотдачи на традиционных месторождениях, а также на обеспечение доступа и возможности эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов. В частности, компании работают над такими технологиями, как совершенствование конструкции горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пластов (МГРП), интегрированный инжиниринг, строительство высокотехнологичных скважин, совершенствование системы бассейнового моделирования в сложных геологических зонах.
Таким образом, внедрение новых технологий позволяет сегодня увеличить степень доступа к ресурсной базе, которая еще вчера считалась нерентабельной из-за сложного геологического строения.
Заложенный в проекте Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2035 года сбалансированный сценарий прогноза добычи нефти и газового конденсата в России, опирающийся на базовый сценарий проекта Энергетической стратегии России на период до 2035 года, предполагает увеличение добычи нефти с месторождений ТРИЗ к 2035 году до 82 миллионов тонн в год, из них 44,6 миллиона тонн – это те запасы, которые уже включены в проектно-технологическую документацию, еще 37,5 миллиона тонн – это новые запасы, которые еще нужно прирастить.
В статье приводятся данные эксперимента по физико-химическим свойствам нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения и их изменению. Данное нефтегазоконденсатное месторождение находится возле поселка Газ-Сале Тазовского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Месторождение было открыто в 1962 году и на момент открытия по запасам газа превосходило все разведанные месторождения Западной Сибири (186 млрд м3). На 2021 год геологические запасы месторождения оценивались в 419 млн т нефти и 225 млрд м3 газа.
Месторождение разрабатывалось с 1971 года лишь для обеспечения поселка Тазовский и Газ-Сале газом. В промышленных масштабах месторождение не разрабатывалось до 2021 года. В июне 2021 года компания «Газпром нефть» начала промышленную добычу углеводородов на Тазовском месторождении. Скважины Тазовского месторождения являются одними из наиболее сложных в практике. Углеводородное сырье характеризуется высоким газовым фактором, преобладанием высоковязкой нефти, низкой температурой пласта [2].
Для выявления закономерностей изменения свойств нефти в пределах одного продуктивного пласта на базе физико-химической лаборатории ООО «Геохим» были исследованы пробы нефти Тазовского месторождения скважины 92ПО в пределах пласта Ач4-Ач6 в интервалах перфорации 604–1087м, 2147–2235 м, 3418–3637 м, 3772–3843 м, 3850–3998 м.
Для получения достоверных данных результатов испытаний с целью выявления закономерностей изменения физико-химических свойств тяжелой (битуминозной) нефти была составлена программа исследований пробы нефти Тазовского месторождения. Нефть данного месторождения относится к типу битуминозных, относительная плотность колеблется в пределах 930–1000 кг/м3.
По программе нефть исследуется в три этапа:
1 этап – определение физико-химических свойств нефти Тазовского месторождения;
2 этап – разгонка пробы нефти на аппарате АРН-2 для выделения 10-градусных фракций и построения кривой ИТК;
3 этап – путем компаундирования из 10-градусных фракций, полученных на аппарате АРН-2, составляются товарные продукты переработки нефти Тазовского месторождения (керосиновые фракции (120–230 °С, 150–280 °С), дизельные фракции (140–320 °С, 140–350 °С, 180–350 °С) [9].
На начальном этапе физико-химических исследований была проанализирована устьевая проба сырой нефти. Определяли следующие характеристики: содержание воды в сырой нефти методом «горячего отстоя» (нагревание на водяной бане при 60 ºС в течение 1 часа с добавлением деэмульгатора СНПХ), содержание хлористых солей в сырой нефти по ГОСТ 21534-76 (метод А), механических примесей по ГОСТ 6370-83, температуры вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75.
В дальнейшем образец исследуемой нефти подвергался обезвоживанию путем нагревания на водяной бане с обратным холодильником, и были определены общие характеристики углеводородной жидкости: Содержание воды в осушенной таким образом нефти было определено по ГОСТ 2477-2014. Содержание хлористых солей в обезвоженной нефти было определено по ГОСТ 2153476 методом Б [3, 4].
На основании полученных данных, согласно ГОСТ Р 51858-2002, установили, что исследуемая нефть является: малосернистой (серы 0,46–0,54 %); парафинистой (массовая доля парафинов 8,14–12,69 % с температурой плавления 52–54 0С). Содержание воды в обезвоженной нефти не превысило 0,03 %, массовая доля механических примесей не превышает 0,01 %, массовая концентрация хлористых солей составляет менее 2,0 мг/дм3 [5, 6].
Содержание силикагелевых смол от 13,84 до16,21 %, массовая доля асфальтенов от 4,06 до 4,85 %. Выход фракций до 200 0С – 0 %, до 300 0С – от 14,2 до16,5 % об.
Одной из определяющих характеристик при установлении области применения нефтепродуктов является фракционный состав.
На основании данных фракционного состава определяют потенциальное содержание светлых фракций в нефти. В лаборатории фракционный состав определяли по ГОСТ 2177-99 (метод Б). Сущность метода заключается в перегонке 100 см3 испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта, и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объемами конденсата [7].
Данные фракционного состава нефтей Тазовского месторождения в зависимости от интервала перфорации приведены в таблице 1. На рисунке 1 приведен график зависимости выхода фракций от интервала перфорации.
Прослеживается закономерность утяжеления нефти с уменьшением глубины залегания. На основании проведенных исследований установлено, что с увеличением глубины перфорации одного продуктивного пласта показатели нефти изменяются незначительно и это свидетельствует о принадлежности нефти к одному продуктивному пласту
Атмосферно-вакуумную разгонку нефти проводили на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85 [8].
Полученные при разгонке на аппарате АРН-2 узкие фракции были исследованы на показатель преломления по ГОСТ 18995.2-73, по значению показателя преломления рассчитаны плотности погонов, их молекулярные массы. По ГОСТ 33-2016 определена кинематическая вязкость при 20, 50 и 100 °С. Методом сжигания в лампе по ГОСТ 19121-73 определено содержание серы.
Остаток вакуумной перегонки с температурой кипения свыше 350 °С был исследован по ГОСТ 19932-99 (коксуемость), ГОСТ 1437-75 (содержание серы). А для классификации мазута по ГОСТ 10585-75 были исследованы его вязкостные свойства.
Данные по выходам фракций и физико-химические характеристики узких фракций приведены в таблицах 2–6.
Исходя из данных, представленных в таблицах 2–6, можно сделать вывод, что при изменении интервала перфорации основные показатели, характеризующие полученные фракции, отличаются незначительно, из чего следует, что в пределах одного продуктивного пласта наблюдается однородность сырья по фракционному составу и по основным показателям характеристики отобранных дистиллятов.
Для определения углеводородного и структурно-группового состава компаундированием в зависимости от выхода отдельных фракций были составлены бензиновая фракция НК–200 0С, керосиновая фракция 200–250 0С, дизельные фракции 250–300 0С и 300–350 0С.
Групповой состав фракций, выкипающих до 300 0С, определяли методом анилиновых точек. Определение углеводородного состава методом анилиновых точек предусматривает:
· определение максимальной анилиновой точки в неочищенных от ароматических углеводородов исследуемых нефтяных фракциях;
· удаление из исследуемых нефтяных фракций ароматических углеводородов методом адсорбции на силикагеле;
· определение максимальной анилиновой точки в нефтяных фракциях после удаления ароматических углеводородов;
· расчет содержания ароматических, нафтеновых и метановых углеводородов в исследуемых фракциях нефти.
В таблице 7, на рисунке 2 представлены данные по содержанию отдельных групп углеводородов.
Содержание ароматических углеводородов изменяется от 8,65 % (во фракции НК–200 0С) до 12,45 % (во фракции 250–300 0С).
Содержание нафтеновых углеводородов изменяется в пределах от 73,51 % (во фракции 250–300 0С) до 77,65 % (во фракции НК–200 0С).
Содержание метановых углеводородов изменяется в пределах от 4,69 % (во фракции 250–300 0С) до 13,70 % (во фракции НК–200 0С).
Структурно-групповой состав (для фракций нефти, выкипающих выше 200 0С) был рассчитан по методу n – d – М. Данный метод дает возможность определить распределение углерода в ароматических, нафтеновых и метановых структурах, содержание колец в углеводородах анализируемой фракции, а также составить представление о «средней» молекуле анализируемой фракции. Расчет структурно-группового состава основан на определении показателя преломления, плотности и молекулярной массы исследуемой фракции.
В таблице 8, на рисунке 3 представлены данные по структурно-групповому составу фракций, выкипающих выше 200 0С.
Из таблицы видно, что наибольшая доля углерода приходится на парафиновые структуры, Cп изменяется от 39% до 51%.
В нафтеновых структурах Cн изменяется от 26% до 39%.
Доля углерода в ароматических структурах изменяется от 22% до 24%.
Общее число колец в усредненной молекуле по мере утяжеления фракций возрастает от 1,31 до 1,72. Из них число ароматических колец изменяется от 0,45 до 0,72.
Таким образом, на основании всех проведенных исследований можно сделать следующие заключения.
Нефть Тазовского месторождения относится к классу тяжелых (битуминозных) нефтей с плотностью свыше 895 кг/м3 согласно классификации ГОСТ Р 51858-2002.
Выход светлых фракций незначительный – 0,40 %. Однако высокое содержание в бензиновой фракции нафтеновых углеводородов позволяет использовать фракцию НК–200 ºС в качестве сырья каталитического риформинга с целью получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.
Керосиновая фракция 200–250 ºС может быть использована в качестве осветительного керосина марки КО-20. Эта фракция имеет благоприятные вязкостные (5,542 мм2/с) и низкотемпературные (минус 60 0С) свойства и может быть рекомендована к использованию в качестве компонента к летнему дизельному топливу.
Дизельная фракция 250–300 0С может быть использована как летнее дизельное топливо марки Л-0,2-62 после депарафинизации. Данная фракция имеет хороший показатель цетанового числа, температуры вспышки в закрытом тигле и температуры застывания.
Фракция 300–350 ºС также не пригодна для применения в качестве дизельного топлива ввиду высокого показателя вязкости. Для дальнейшего использования также необходимо провести депарафинизацию.
Остаток свыше 350 ºС может быть рекомендован для производства остаточных масел с индексом вязкости 85. Для производства битумов остаток свыше 350 ºС непригоден ввиду высокого содержания парафинов, что, в свою очередь, негативно влияет на пластичные свойства битумов.
Также остаток свыше 350 ºС может быть рекомендован как сырье для процесса коксования, продуктами которого является кокс, применяемый для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительное количество светлых нефтепродуктов.
Литература
1. В России ищут способы ускорить освоение ТРИЗов. 23.09.2024. – Информ агентство Девон. Нефтяные новости Волги и Урала. URL: https://www.iadevon.ru (дата обращения: 05.12.2024).
2. Газпром нефть начала добычу нефти из нефтяной оторочки Тазовского НГКМ 16.06.2021 / ИА Neftegaz.ru URL: https://neftegaz.ru/news/dobycha/684689-gazprom-neft-nachala-dobychu-nefti-iz-neftyanoy-otorochki-tazovskogo-ngkm/ (дата обращения: 05.12.2024).
3. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды: межгосударственный стандарт: издание официальное: утвержден и введен в действие Приказом Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации от 14 ноября 2014 г. N 72-П: взамен ГОСТ 2477-65: дата введения в действие 2016-07-01 / разработан ОАО «ВНИИНП». – Москва: Стандартинформ, 2016 – 28 с. Текст: непосредственный.
4. ГОСТ 21537-76. Межгосударственный стандарт. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей: издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 04.04.1976 № 311: взамен ГОСТ 240162 и ГОСТ 10097-62: дата введения в действие 1977-01-01 / разработан Министерством химической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР. – Москва: Стандартинформ, 2003 – 11 с. Текст: непосредственный.
5. ГОСТ 1437-75. Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения содержания серы: издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 19.05.1975 № 1342: взамен ГОСТ 1437-56: дата введения в действие 1977-01-01 / разработан Министерством химической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР. – Москва: Стандартинформ, 2006 – 7 с. Текст: непосредственный
6. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина: издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 21.05.1985 № 1427: взамен ГОСТ 11851-66: дата введения в действие 1986-01-01/ разработан Министерством химической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР. – Москва: Стандартинформ, 2006 – 12 с. Текст: непосредственный.
7. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава: издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета Российской Федерации по стандартизации и метрологии от 21 сентября 1999 г. N 300-ст: взамен ГОСТ 2177-82: дата введения в действие 2001-01-01 / разработан Межгосударственным техническим комитетом ТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы» (ВНИИ НП). – Москва: ФБУ «РСТ», 2006 – 23 с. Текст: непосредственный.
8. ГОСТ 11011-85. Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2 издание официальное: утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 25.03.1985 № 792: взамен ГОСТ 11011-64: дата введения в действие 1986-01-01 / разработан Министерством химической и нефтеперерабатывающей промышленности СССР. – Москва: Стандартинформ, 2006 – 35 с. Текст: непосредственный.
9. Комарова М.А. Определение закономерностей изменения физико-химических свойств нефти: ВКР. ИПТИ. – Тюмень, ТИУ, 2022. – 63 с.
10. Разработка трудной нефти: почему это важно для России. 10.09.2023. – Ведомости. Промышленность. URL: https://www.vedomosti.ru (дата обращения: 05.12.2024).
11. Khasanov, Irek Zufarovich High Viscosity Oil Preparation at the Vostochnoye-Messoyakhskoye Field SPE Intertional, Oktober, 2020, p. 1–6. doi: 10.2118/201875 – MS.
