Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей

Васечкин, Алексей Андреевич

Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Васечкин, Алексей Андреевич АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Москва МЕСТО ЗАЩИТЫ

2012 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.13 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей»

Автореферат диссертации на тему "Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей"

На правах рукописи

Васечкин Алексей Андреевич

ИНГИБИРОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ (на примере месторояздений Волгоградской области)

Специальность 02.00.13 - Нефтехимия

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА-2012

005045958

Работа выполнена на кафедре органической химии и химии нефти Российского государственного университета нефти и газа им.И.М. Губкина

Защита состоится «15» мая 2012 года в 15 часов в ауд. 541 на заседании диссертационного Совета Д 212.200.04 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, 65, корп.1.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан 13 апреля 2012 г.

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Иванова Людмила Вячеславовна

Официальные оппоненты: Магадова Любовь Абдулаевна

доктор технических наук, профессор РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Телин Алексей Герольдович

кандидат химических наук, ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Ведущая организация: Институт химии нефти СО РАН

(г. Томск)

Ученый секретарь диссертационного Совета д.т.н., профессор

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследования. Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности является увеличение доли месторождений вступивших в позднюю стадию разработки, которая характеризуется уменьшением дебита скважин, утяжелением нефти, высокой обводненностью продукции скважин и целым рядом осложнений в процессах добычи, транспорта и хранения нефти вследствие образования устойчивых эмульсий, асфальтосмолопарафиновых и солеотложений. Необходимость борьбы с указанными осложнениями стимулирует развитие исследований в области изучения причин возникновения этих негативных явлений и поиска эффективных методов их устранения. Решение названных задач не может иметь универсальный характер, поскольку каждая скважина индивидуальна, то есть отличается как технологическими параметрами функционирования, так и составом добываемой продукции. Кроме того, характерной особенностью поздней стадии разработки месторождений является своя «история» применения различных методов увеличения нефтеотдачи пласта. Следовательно, выбор средств и способов реагирования на осложнения, возникающие при разработке месторождений, подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении нефти требует своих подходов в каждом конкретном случае.

Нефть, являясь многокомпонентной системой, определенным образом откликается на изменяющиеся внешние условия и склонна к структурообразованию. Так, например, при понижении температуры проявляется сложный характер взаимодействий компонентов нефти, приводящий к выделению кристаллической фазы и последующему образованию асфальтосмолопарафиновых отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Контакт нефти с пластовой водой так же способствует активному фазообразованию в нефтяной системе, приводящему к появлению устойчивых водонефтяных эмульсий с развитой границей раздела фаз, на которой адсорбируются высокомолекулярные полярные и неполярные компоненты нефти. Каждое из этих явлений по отдельности давно известно. Изучению

закономерностей образования и разработке методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, возникновению и разрушению водонефтяных эмульсий на различных стадиях технологического процесса добычи, подготовки, транспорта и хранения нефти уделено большое внимание как в научно-технической литературе, так и в технической документации, регламентирующей различные технологические операции по борьбе с осложнениями. Однако современные условия эксплуатации месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, выдвигают в ряд актуальных задачу комплексного решения проблем, связанных с осложнениями. Одним из таких решений является ингибирование асфальтосмоло-парафиновых отложений в условиях высокой обводненности продукции скважин.

Целью диссертационной работы является исследование процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из высокообводненных нефтей месторождений Волгоградской области и разработка научно-обоснованного подхода к выбору ингибиторов АСПО для нефти в условиях высокого содержания попутнодобываемой воды.

Основные задачи исследования:

1) изучение, обобщение и анализ передового опыта по методам борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

2) детальное изучение группового-химического состава нефтей пяти месторождений Волгоградской области с использованием современных методов исследования;

3) оценка влияния степени обводненности нефти на состав и массу образующихся асфальтосмолопарафиновых отложений на холодной поверхности;

4) разработка ингибитора АСПО с целью предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненной нефти Дудаченского месторождения Волгоградской области;

Научная новизна работы

1. Применен новый методологический подход, основанный на использовании современных методов исследования: ГЖХ, ИКС, к выявлению взаимосвязи между групповым химическим составом и низкотемпературными свойствами нефти: температурой застывания, склонностью к образованию асфальто-смолопарафиновых отложений.

2. На основе комплексного подхода к изучению группового химического состава органических компонентов, участвующих в образовании природных и искусственных эмульсий объяснены основные причины их стабильности и повышенного осадкообразования на холодной поверхности.

Практическая ценность работы

1. По результатам выполненного в работе детального исследования процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненной парафинистой нефти Дудаченского месторождения Волгоградской области предложен комплексный ингибитор-деэмульгатор, эффективность которого составляет 82,5% при дозировке 600 мл /т скважинной жидкости, содержащей 60% природной эмульсии.

2. Предложены рекомендации для выбора технологических параметров дозирования ингибитора в скважину, основанные на расчете температуры начала массовой кристаллизации парафина и исследовании реологических свойств нефти.

Апробация результатов исследования Основные положения и

результаты работы докладывались и обсуждались на: XVIII Губкинских чтениях

«Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России - наука

и образование», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 24-25 ноября 2009

г.;УШ Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы

развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им.

И.М.Губкина, 1-3 февраля 2010 г.; V Всероссийской научно-практической

конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им.

И.М. Губкина, 24-25 июня 2010 г.; 1-ом Российском нефтяном конгрессе,

Москва, Центр международной торговли, 14-16 марта 2011 г.; VI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 23-24 июня 2011 г.; XIX Губкинских чтениях «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 22-23 ноября 2011 г.; Конкурсе ОАО «РИТЭК» на лучшую научно-техническую работу молодых специалистов и молодых работников, Нурлат, ТПП «ТатРИТЭКнефть», 21-22 июня 2010 г.; Научном семинаре кафедры органической химии и химии нефти в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 19 октября 2011 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе, 3 статьи в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 148 наименований. Общий объём работы - 132 страницы, в том числе 15 таблиц и 23 рисунка.

Благодарности Автор выражает свою глубокую признательность научному руководителю, кандидату технических наук, доценту Людмиле Вячеславовне Ивановой за постоянную и безусловную поддержку, заведующему кафедрой органической химии и химии нефти д.х.н., профессору Владимиру Николаевичу Кошелеву, заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений д.т.н., профессору Игорю Тихоновичу Мищенко за ценные советы и понимание, с которыми они относились к автору работы, а также сотрудникам ТПП «Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК» и лично Алексею Викторовичу Ханову за советы и помощь организационного характера.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первой главе приведен литературный обзор научных публикаций, раскрывающих механизм формирования асфальтосмолопарафиновых

отложений, условия и факторы, способствующие данному процессу. Проведен анализ литературных данных по способам борьбы с асфальтосмолопарафи-новыми отложениями на нефтепромысловом оборудовании. Рассмотрены причины возникновения водонефтяных эмульсий и факторы, влияющие на их устойчивость. В научно-технической литературе имеется некоторое количество публикаций, рассматривающих процессы образования асфальтосмолопарафи-новых отложений из обводненных нефтей, однако этот вопрос остается малоизученным. Особенно ограниченный объем сведений о применении ингибиторов АСПО, способных работать в условиях повышенной обводненности продукции скважин.

Во второй главе приводится описание объектов и методов исследования. Объектами изучения в данной диссертационной работе являлись нефти пяти месторождений Волгоградской области: Чухонастовское (скв. № 16), Кудиновское (скв. № 173), Северо-Ключевское (скв. № 1), Дудаченское (Скв. №22), Новочернушинское (скв. № 29). Указанные месторождения достаточно близки по своим геолого-физическим свойствам, продуктивные пласты залегают примерно на одинаковых глубинах порядка 2600-2800 м. Добыча нефти на всех рассматриваемых месторождениях осложнена образованием АСПО на нефтепромысловом оборудовании.

В качестве ингибиторов АСПО были испытаны реагенты, принятые к применению на Гуровском месторождении Волгоградской области ФЛОТРОН М-143 и РгосЫпог АР 104 и реагенты, показавшие свою эффективность на нефтях других месторождений: СНПХ 7р14 , ДПН-1, ДМН-2005, ДМН 1505.

Исследование физико-химических свойств нефтей было проведено с применением стандартных методов испытаний. Групповой химический состав нефтей определялся с помощью метода высокоэффективной жидкостной хроматографии на хроматографе типа ХЖ-1 ТУ 38.115-203-81 по методике, разработанной во ВНИИ ТУ. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в исходных нефтях и АСПО, образованных данными нефтями исследовалось с использованием газо-жидкостного хроматографа Кристаллюкс-4000 с кварцевой

капиллярной колонкой длиной 25 м и диаметром 0,24 мм с неподвижной фазой БЕ-ЗО в условиях программирования температуры термостата от 100°С до 310°С со скоростью 6 град/мин. Детектор - пламенно-ионизационный (ПИД). Спектральные коэффициенты нефтей и отдельных фракций рассчитаны на основе ИК-спектров, полученных на ИК-Фурье спектрометре ФСМ-2001 в тонком слое в диапазоне 500-4000 см'1 с использованием стекол из КВг. Катионный состав пластовой воды определен на атомно-адсорбционном спектрометре «ЭресЦ-о» с индуктивно-связанной плазмой (ИСП). Микрофотографии эмульсий снимались на микроскопе Микмед-5 при 40- и 100-кратном увеличении.

Количество, образующихся АСПО и эффективность ингибиторов АСПО определялись на лабораторной установке по весовому методу с использованием холодной спирали: температура нефти - 40°С, температура холодной спирали 0°С, время проведения опыта - 20 мин. Устойчивость водонефтяных эмульсий определялась методом «бутылочной пробы» в ускоренном варианте, включающем центрифугирование при 4000 об/мин предварительно термостатированной при температуре 60°С эмульсии с последующим определением объема выделившейся воды.

В третьей главе приведены экспериментальные результаты исследования химического состава принятых к испытанию нефтей, а также данные по установленной зависимости между групповым химическим составом нефтей и их функциональными свойствами. В таблице 1 приведены физико-химические характеристики исследованных нефтей.

Как следует из данных, приведенных в таблице, исследованные нефти согласно ГОСТ Р 51858-2002 относятся к различным типам - от особо легких до средних. Все нефти характеризуются довольно высоким содержанием светлых фракций (в среднем 50%), являющихся естественными растворителями высокомолекулярных соединений нефти. Несмотря на достаточно «легкий» состав данных нефтей, добыча на всех рассматриваемых месторождениях осложнена образованием асфальтосмолопарафиновых отложений нанефте-

Таблица 1

Физико-химические характеристики нефтей Волгоградской области

Характеристики Нес] >ти месторождений

Чухонаст овское Кудинов ское Северо-Ключевс-кое Дудаченс кое Новочерну шинское

Кинематическая вязкость, мм2/с; при 20°С 4,53 4,69 5,08 5,27 9,33

Плотность, г/см3; при 20°С 0,822 0,831 0,819 0,824 0,861

Фракционный состав, % об. при

н.к. °С 53 65 68 40 60

до 100°С 3,4 5,9 2,5 7,3 5,6

до 150°С 17,6 19,1 19,4 18,0 18,4

до 200°С 29,2 29,5 31,4 28,3 29,8

до 250°С 44,0 43,0 42,1 38,0 37,4

до 300°С 52,8 52,7 55,4 49,4 47,7

Групповой хим. состав,% * Парафино-нафтеновые УВ Арены: моно- 70,89 8,27 62,74 13,77 62,22 11,50 71,92 5,53 67,48 11,15

би- 5,45 9,44 8,34 7,25 8,41

поли- 6,31 8,34 8,40 7,78 7,85

Смолы (С) 4,59 3,11 7,01 4,13 3,27

Асфальтены (А) 4,49 2,60 2,53 3,38 1,84

С+А 9,08 5,71 9,54 7,51 5,11

*ВЖХ для фр.>200°С

Таблица 2

Низкотемпературные свойства нефтей

Характеристики Нес] эти месторождений

Чухонас-товское Кудинов ское Северо-Ключев-ское Дудачен-ское Новочерну шинское

Температура застывания, °С -16 -3 -12 -8 -26

т (АСПО), г. 0,07 1,07 0,25 2,11 1,77

промысловом оборудовании. В таблице 2 приведены низкотемпературные показатели для исследуемых нефтей. Рассматриваемые нефти заметно различаются как по температурам застывания, так и по количеству образующихся отложений. Прямой корреляции между данными показателями не наблюдается, что свидетельствует о разном механизме этих явлений.

Одним из основных факторов, влияющих на выпадение асфальто-смолопарафиновых отложений на внутрискважинном оборудовании, является групповой химический состав нефтей (таблица 1). Все нефти характеризуются высоким содержанием парафино-нафтеновых углеводородов: от 63 до 72%. Данная группа углеводородов относится к неполярным компонентам нефти

Рис. 1. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в исходной нефти и в АСПО из нефтей Дудаченского (а), Северо-Ключевского (б), Новочернушинского (в) и Кудиновского (г) месторождений.

и способна к совместной кристаллизации с образованием полиморфных структур. Однако, основное влияние на кристаллизационные процессы, протекающие в нефтяной системе, оказывают содержание и состав н-алканов, характерных для данных нефтей. На рисунке 1 приведено молекулярно-массового распределения н-алканов Сю - С37 в исходной нефти и в АСПО для изучаемых нефтей, из которого видно, что относительное содержание высокомолекулярных н-алканов в АСПО выше, чем в исходной нефти. Сравнение низкотемпературных свойств нефтей (таблица 2) с данными, приведенными в таблице 3, свидетельствуют о том, что показатель суммарного содержания парафинов и характер распределения н-алканов в большинстве случаев коррелирует с температурой застывания нефти (Кудиновское, Дудаченское, Чухонастовское, Северо-Ключевское).

Таблица 3

Относительное содержание и распределение высокомолекулярных алканов в нефтях Волгоградской области

Показатели Нефти месторождений

Чухонастовское Кудино вское Северо-Юночевс кое Дудачен ское Новочерну шинское

Содержание н-алканов,% (ГЖХ) 3,3 5,6 3,2 4Д 3,3

31,3 29,3 32,2 36,7 39,1

£С25-37/ХС20-37 38,3 56,4 46,7 43,9 48,7

Обращает внимание, что нефть Кудиновского месторождения с самой высокой Т3 (-3°С) характеризуется самой высокой долей наиболее высокомолекулярных н-алканов (ХС25-37/ХС20-37), в первую очередь отвечающих за процессы кристаллизации в нефтяной системе. Как правило, при высоком относительном содержании наиболее высокомолекулярных н-алканов образуется и большее количество АСПО. Последнее обстоятельство важно при выборе ингибиторов АСПО, которые представляют ообой, как правило,

высокомолекулярные соединения с длинной алкильной цепью, сопоставимом по длине с парафиновыми цепями компонентов, содержащихся в нефти. Однако, названные корреляционные зависимости наблюдаются не для всех нефтей, что свидетельствует о том, что молекулярно-массовое распределение н-алканов является важным, но недостаточным показателем для объяснения низкотемпературных свойств нефтяной системы. Значительное влияние на процессы кристаллизации и, тем более, образования водонефтяных эмульсий оказывают смолы и асфальтены, в состав которых входят различные структурные фрагменты: полярные и неполярные. При этом, существенную роль играет не столько количество тех или иных групп высокомолекулярных соединений, присутствующих в нефти, сколько их взаимное соотношение. Дополнительную информацию о групповом химическом составе нефти и характере структурных фрагментов в составе ее компонентов, их взаимном соотношении можно получить, исходя из спектральных коэффициентов, рассчитанных по ИК-спектрам исходных нефтей и их отдельных фракций. С этой целью измерялись пиковые интенсивности аналитических полос поглощения 720, 870, 1376, 1464, 1600 см"1 и по отношению оптических плотностей основных полос поглощения были рассчитаны коэффициенты: ароматичности Сар=016о<Д>72о, алифатичности С1л=072о+0П8о/016оо, разветвленности Ср=0138о/Е>72о. Дополнительно были введены коэффициенты отражающие отношение замещенных (би-, трициклических ароматических структур) к общему содержанию ароматических фрагментов (С87оЛбоо) и

Таблица 4

Спектральные коэффициенты нефтей Волгоградской области

Нефти месторождений с ^ар С ал сР С87</1600 С 1464^1600

Кудиновское 0,65 6,04 2,93 0,87 9,14

Дудаченское 0,58 5,54 2,21 0,92 14,61

Северо-Ключевское 0,74 7,28 4,42 0,73 10,72

Чухонастовское 0,66 9,17 5,01 0,81 13,87

Новочернушинское 1,28 5,59 6,16 0,45 8,93

отношение суммы алифатических фрагментов (СН2+ СН3) к ароматическим структурам (С1464/|6оо). Результаты приведены в таблице 4. Наибольший коэффициент ароматичности (Сар) имеет нефть Новочернушинского месторождения (1,28), в то же время, у нее самый низкий показатель относительного содержания замещенных аренов С870/16оо (0,45), указывающий на то, что в ее составе мало поликонденсированных ароматических структур. Это согласуется и с данными ВЖХ (таблица 1), показывающими, что для данной нефти минимальное суммарное содержание смол+асфальтенов. Алкановые цепи представлены высокоразветвленными структурами, у данной нефти самый высокий коэффициент разветвленное™ (Ср), и самый низкий - алифатичности (Сал). Наименьший коэффициент ароматичности у нефти Дудаченского месторождения (0,58), причем среди ароматических структур данной нефти значительное количество конденсированных ароматических структур, на что указывает коэффициент С870/1боо (0,92). Данная нефть характеризуется наибольшим коэффициентом, вычисляемым как отношение суммы алифатических структур к аренам СцмЛвоо (14,61). При этом у нее самый низкий коэффициент разветвленности (Ср), указывающий на то, что алифатические цепи преимущественно нормального строения.

Для получения более полной картины распределения различных структурных фрагментов нефть разделяли на фракции: н.к. -200°С, представляющую смесь легких углеводородов, являющихся естественными растворителями для тяжелых компонентов нефти; фр. 200-420°С - содержащую основные характеристические структуры, присущие именно данной нефти (тело нефти); фр. >420°С, где сконцентрированы наиболее тяжелые и полярные компоненты нефти, смолы и асфальтены. Для каждой фракции были получены ИК-спектры и рассчитаны спектральные коэффициенты (таблица 5).

Как следует из таблицы 5, распределение основных структурных фрагментов по фракциям для данных нефтей имеет различный характер. Так, для нефтей Дудаченского и Северо-Ключевского месторождений по мере

Таблица 5

Спектральные коэффициенты для различных фракций нефтей _ Волгоградской области_

Нефти месторожде НИИ Фракция С Спектральные коэффициенты

с с сР Св70/1600 С750/1600 С 1464/1600

Дудачен-ское до 200 0,89 5,05 3,48 0,42 6,78

200-420 0,95 6,38 5,06 0,58 8,75

>420 1,75 3,08 4,39 0,45 0,72 4,60

Северо-Ключевское до 200 1,24 3,24 3,03 0,40 4,59

200-420 1,72 3,73 5,42 0,50 5,62

>420 1,85 3,20 4,90 0,15 0,16 4,57

Кудинов-ская до 200 0,77 4,29 2,28 1,37 6,16

200-420 0,87 4,52 2,92 0,55 6,77

>420 0,63 5,44 2,41 0,68 0,89 3,43

Ново- чернушен- ское до 200 1,59 3,42 4,43 0,57 5,64

200-420 1,75 3,35 4,85 0,54 5,39

>420 1,20 4,23 4,09 0,55 0,59 5,57

Чухонастов ское до 200 0,55 8,41 3,64 0,65 13,33

200-420 0,83 7,59 5,32 0,71 12,41

>420 1,06 4,79 4,08 0,72 0,68 7,56

повышения температуры кипения фракции возрастает коэффициент ароматичности (Сар), а коэффициенты алифатичности (Сш) и разветвленности (Ср) имеют максимум в средней фракции и снижают свое значение в остаточной фракции. Это так же согласуется с данными ВЖХ (таблица 1): суммарное содержание смолы+асфальтены для этих нефтей наибольшее. При этом, отношение смолы/асфальтены у нефти Северо-Ключевского месторождения в 2 раза выше. Это способствует большей агрегативной устойчивости асфальтенов и, как результат, количество отложений из данной нефти меньше. Дополнительно введенные спектральные коэффициенты С87о/1боо и С750/1600 (отношение поли-конденсированных аренов к общему количеству ароматических структур), характеризующие относительное содержание замещенных и поликонденсиро-ванных ароматических соединений, подтверждают этот вывод. В нефти Дудаченского месторождения поликонденсированных асфальтеновых структур больше, чем в нефти Северо-Ключевского месторождения. Приведенные данные

показывают, что спектральные коэффициенты, рассчитанные на основе ИК-спектров нефти позволяют с достаточной степенью достоверности описывать ее групповой химический состав.

Влияние обводненности нефти на ее низкотемпературные свойства. Важным фактором, влияющим на образование АСПО на данных месторождениях, является высокая обводненность продукции скважин, в среднем от 60 до 80%. Высокая степень минерализации, наличие природных ПАВ в нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий различной устойчивости. В таблице 6 приведена характеристика скважинной продукции и пластовых вод для рассматриваемых месторождений.

Таблица 6

Характеристика скважинной продукции и пластовой воды с месторождений Волгоградской области

Показатели Нефти месторождений

Чухонас-товское Кудинов с кое Северо-Ключев-ское Дудачен ское Новочерну шинское

Обводненность, % 81,7 58,1 64,1 68,5 67,9

Плотность эмульсии, г/см3 1,16 1,15 1,13 1,16 1,11

Минерализация, г/л 113,5 71,6 59,9 118,0 115,0

рн 4,4 2,7 6,2 6,0 5,5

Полученные со скважин водонефтяные эмульсии разделяли отстаиванием

при комнатной температуре. Скважинную продукцию Дудаченского и

Новочернушинского месторождений разделить полностью не удалось,

поскольку она содержит в своем составе до 60% устойчивой природной

эмульсии, не подвергающейся разделению простым отстаиванием.

В дальнейшем природные эмульсии исследовались отдельно, а нефти,

подготовленные описанным выше способом, использовались в экспериментах

по определению склонности нефти и ее эмульсий с различным содержанием

воды к образованию АСПО. Для данной серии опытов были приготовлены

искусственные эмульсии с использованием электрической мешалки (2000 об/мин.), с различным содержанием соответствующей данному месторождению пластовой воды. На рисунке 2 приведена зависимость количества отложений на холодной спирали, образуемых водонефтяными эмульсиями при различном содержании пластовой воды, из которого следует, что, в целом, с ростом обводненности нефти количество образующихся отложений увеличивается. Однако, характер этой зависимости для разных нефтей различен. Так, для нефти

Кудиновского и Дудаченско-го месторождений наблюдается незначительный рост количества отложений (в 2 раза) по мере увеличения обводненности нефти. Зависимость количества отложений из нефти Чухонастов-ского и Новочернушинского месторождений от содержания воды в водонефтяной эмульсии носит экстремальный характер. Максимум от-

Рис. 2. Зависимость количества отложений, образуемых водонефтяной эмульсией (а) при различном содержания пластовой воды: 1 - Кудиновское; 2 — Чухонастовское; 3 - Новочернушинское; 4 - Дудаченское

Рис.3. Масса АСПО и содержание воды в составе отложений, образованных нефтью Дудаченского (а) и Новочернушинского (б) месторождений при различной

степени обводненности

ложений наблюдается при содержании воды в эмульсии 60-70%. При этом количество отложений возрастает до 25 раз. При дальнейшем росте обводненности количество отложений уменьшается. Вероятно, это связано с уменьшением устойчивости водонефтяной эмульсии. Увеличение количества АСПО может быть объяснено интенсивным вовлечением связанной воды в состав отложений, как это следует из рисунка 3.

Исследование природных эмульсин. Как было показано выше, при образовании устойчивых водонефтяных эмульсий количество АСПО возрастает, поэтому присутствие трудноразлагаемой природной эмульсии в составе скважинной продукции будет усугублять проблему образования АСПО. Наиболее устойчивые природные эмульсии образуют нефти Дудаченского и Новочернушинского месторождений. Характеристика природных эмульсий представлена в таблице 7.

Таблица 7

Характеристики природных эмульсий Дудаченского и Новочернушинского месторождений

Природная эмульсия Плотность, г/см3 Содержание воды, % Агрегативная устойчивость, % Количество АСПО, г

Дудаченская 1,02 51,0 100 37,60 (2,11)**

Новочернушинская 1,12 67,1 100 32,81 (1,77)**

* определено по ГОСТ 2477-65 методом Дина Старка

** масса АСПО, образующаяся из исходной нефти в тех же условиях.

Как следует из приведенных данных, количество АСПО, образуемое природной эмульсией на холодной спирали, в 18 раз превышает количество отложений, образуемых в тех же условиях из чистой нефти, полученной после отстаивании скважинной жидкости. Интересным фактом является то, что, как было показано выше, данные нефти относятся к различным типам: нефть Дудаченского месторождения в своем составе содержит преимущественно неразветвленные алкановые структуры, а нефть Новочернушинского

месторождения характеризуется значительным содержание ароматических структур, основная доля которых сосредоточена в средних фракциях. В таблице 8 приведены сравнительные данные по групповому химическому составу исходных нефтей, полученных после отстаивания, и органической части, выделенной при разложении природной эмульсии.

Таблица 8

Групповой химический состав исходных нефтей и органической части

природных эмульсий

Содержание, % Новочернушинская Дудаченская

нефть эмульсия нефть эмульсия

Парафино-нафтеновые углеводороды 67,48 69,87 71,92 66,83

Арены моно- 11,15 9,39 5,53 8,48

би- 8,41 7,19 7,25 4,07

поли- 7,85 7,78 7,78 7,33

Смолы 3,27 3,39 4,13 7,42

Асфальтены 1,84 2,38 3,38 5,87

Содержание н-алканов ,%(ГЖХ) 4,2 3.2 5,6 6,1

Из таблицы следует, что органическая компонента эмульсий данных нефтей содержит в своем составе значительно большее количество смолистоасфальте-новых веществ, которые, как известно, являются поверхностно-активными веществами и активно участвуют в образовании межфазного слоя в водонефтяных эмульсиях. В формировании природной эмульсии нефтью Дудаченского месторождения участвуют и высокомолекулярные н-алканы, что подтверждается увеличением доли этих компонентов в составе органической части природной эмульсии. В результате образуются устойчивые множественные эмульсии. Для природной эмульсии Дудаченского месторождения средне-статистический размер глобул составил 4,32 мкм, для природной эмульсии Новочернущинского месторождения - 2,68 мкм. На рисунке 4 приведены микрофотографии исследованных природных эмульсий.

Четвертая глава диссертационной работы посвящена результатам испытаний эффективных ингибиторов АСПО для нефтей при различной степени обводненности скважинной продукции.

а) б)

Рис. 4. Микрофотографии природных эмульсий Дудаченского (а) и Новочернушинского (б) месторождений

Подбор ингибитора АСПО осуществлялся для нефти Дудаченского месторождения, где ингибиторная защита на данный момент еще не применяется. В качестве ингибиторов АСПО был испытан ряд присадок разной природы, и разных производителей: Р1о1топ М-143, РговЫпог АР 104, СНПХ 7р14, МПБ, ДПН 1, ДМН 2005, ДМН 1505. Ингибитор ФЛОТРОН М-143 в настоящее время применятся на Туровском месторождении, рекомендованная концентрация подачи -1000 г/т скважинной продукции. Эффективность действия выбранных ингибиторов определялась при концентрации 0,01, 0,02, 0,05 и 0,1% (масс.). Положительный эффект показали только полимерные депрессорные

50 100 150 200 250 300 350 Концентрация присадки, г/т

■ АСПО( исходная неф п.

■ +«,004% ДМН 2005 Я+0,01% ДМН 2005

■ +0,02% ДМН 2005

Рис. 5. Эффективность действия Рис. 6. Молекулярно-массовое распределение

ингибиторов ДПН-1 и ДМН 2005 в н-алканов в АСПО, образованных исходной

нефти Дудаченского месторождения в нефтью и в присутствии различных

зависимости от концентрации присадок концентраций присадки ДМН 2005

присадки ДПН-1 и ДМН 2005. Для присадки ДПН-1 максимальный ингибирующий эффект составил 95,9% при дозировке 350 г/т нефти, для присадки ДМН 2005 - 96,7% при дозировке 100 г/т нефти (рисунок 5). Известно, что полимерные присадки, относящиеся к классу сополимеров этилена с винилацетатом, обладают объемным действием и влияют на процесс кристаллообразования в системе, способствуя образованию множества мелких кристаллов, способных удерживаться в потоке. Подтверждением этому служат данные, приведенные на рисунке 6. Как следует из рисунка, по мере увеличения концентрации присадки количество н-парафинов, включенных в состав отложений, значительно уменьшается. Присадка ДМН 2005 оказывает воздействие на н-алканы в широком диапазоне длины цепи: от С10 до С37.

На рисунке 7 приведены данные испытания эффективности действия присадки ДМН 2005 в обводненной нефти Дудаченского месторождения, из которых видно, что, в целом, присадка ДМН 2005 сохраняет свою эффективность до обводненности нефти 50%. Затем, эффективность действия присадки снижается. Наиболее заметно это проявляется при малой дозировке присадки - 100 г/т. При дозировке 300 г/т высокий ингибирующий эффект сохраняется до обводненности нефти 60% и затем тоже снижается.

В настоящее время содержание попутнодобываемой воды в скважинной продукции на Дудаченском месторождении составляет порядка 60-70%, что требует поиска присадок, способных обеспечить надежную работу в условиях возрастающей обводненности. С этой целью был разработан комплексный

Рис. 7. Влияние обводненности нефти на эффективность действия присадки ДМН 2005 при различной дозировке в нефти Дудаченского месторождения.

реагент на основе депрессорной присадки ДМН 2005 и деэмульгатора Нефтенол Д К-5. Выбор наиболее эффективной композиции был осуществлен с применением методов математического планирования эксперимента. Была определена оптимальная точка, соответствующая содержанию депрессорной присадки в составе композиции, равной 0,7. В таблице 9 приведены сравнительные данные по эффективности выпускаемых промышленностью присадок ДМН 2005, ДМН 1505 и комплексного реагента в искусственной водонефтяной эмульсии 60/40 при дозировке реагента 200 г/т нефти в скважинной жидкости.

Как было показано выше, присутствие в составе скважинной продукции устойчивой природной эмульсии значительно увеличивает количество отложений за счет вовлечения эмульгированной воды. Из указанного обстоятельства следует, что разрушение природной эмульсии непосредственно в скважине позволило бы решить проблему повышенного образования АСПО и, одновременно, снизить расход энергии, затрачиваемой на подъем высоковязкой эмульсии по НКТ. С этой целью была подобрана композиция из двух деэмульгаторов Нефтенол Д К-5 и Нефтенол ТК-2 М (50/50), которая была испытана при различной дозировке в смеси, моделирующей скважинную продукцию Дудаченского месторождения (60% природной эмульсии, 37% пластовой воды, 3% свободной нефти). Ингибитор-деэмульгатор добавляли при температуре 40°С, что соответствует температуре потока на входе ШГН. Эффективность ингибирования АСПО при дозировке 0,36, 0,6 и 2 л на 1 т скважинной продукции составила соответственно 77,9, 82,5 и 83,7%, что подтверждает правильность выбранного подхода.

Расчет оптимальной глубины подачи реагента был проведен с целью снижения повышенного (нецелесообразного) расходования химического

Таблица 9 Сравнительные данные эффективности ингибиторов АСПО

Присадка Эффективность ингибирующего действия, %

ДМН 2005 59,7

ДМН 1505 79,1

Комплексный реагент 85,7

реагента и оптимизации процесса обработки проблемных интервалов в скважине. С этой целью была опробована экспресс-методика определения начала интервала интенсивной парафинизации подъемных труб на основе реологических исследований нефтей и выявление зависимости кинематической вязкости нефти от температуры (рисунок 8). Была проведена математическая

обработка результатов, полученных в ходе лабораторных опытов и их графический анализ с целью определения температуры точки фазового перехода. Для построения зависимостей было проведено двойное логарифмирование значений лабораторных данных. В результате для каждой нефти была получена зависимость кинематической вязкости от температуры с явной точкой излома кривой. Построение линии тренда к каждому прямолинейному участку зависимости до их пересечения позволяет определить температуру точки перехода. В таблице приводятся данные расчета глубины расположения зоны, где нефть достигает температуры начала массовой кристаллизации в сравнении с реальными промысловыми показателями (таблица 10).

Таблица 10

Сопоставление расчетных и промысловых данных по определению глубина

начала зоны парафинизации скважины

Месторожден ие/ Температура Глубина Глубина

нефть начала мас- залегания начала

совой крис- нефти с той отложении в

стализации же Ткр скважине

парафина,°С (расчета.) (промысл.)

Чухонастовское 14 370 600

Кудиновское 19 503 600-800

Новочернушинское 21 660 600-700

Дудаченское 20 600 600

Северо-Ключевское 20 587 650

- Дудаченская • Новочернушинская ^3-т^евер<ьКлючеас ^М^Чу хон астрвская___

Рис. 8. Зависимость кинематической вязкости нефтей от температуры

Для трех нефтей: Новочернушинской, Дудаченской и Северо-Ключевской наблюдается достаточно близкая корреляция расчетных и промысловых данных. Для остальных двух нефтей имеются отклонения. Это можно объяснить тем, что показатель температуры начала массовой кристаллизации был определен в лабораторных условиях, при атмосферном давлении, без учета термобарических условий скважины (давления, газового фактора и т.п.). Тем не менее, данный подход может быть рекомендован, как дополнительный аргумент при выборе технологии подачи реагента в скважину.

ВЫВОДЫ

1. Применен новый методологический подход, основанный на использовании современных методов исследования: ГЖХ, ИКС, для выявления взаимосвязи между групповым химическим составом, низкотемпературными свойствами и способностью к образованию устойчивых эмульсий.

2. Показано, что при изучении парафинистых нефтей и последующем выборе ингибиторов АСПО следует руководствоваться показателем относительного содержания наиболее высокомолекулярных н-парафинов С25 и выше, как соединений, определяющих начало процесса кристаллизации в нефтяной системе.

3. Установлено, что спектральные коэффициенты, рассчитываемые по ИК-спектрам нефтей и их отдельных фракций позволяют с высокой степенью достоверности охарактеризовать групповой химический состав нефтей и являются достаточно информативными при интерпретации функциональных свойств нефтей, проявляемых при различных технологических операциях: температуры застывания, образования АСПО и стойких водонефтяных эмульсий.

4. Исследованиями процесса образования АСПО из природных и искусственных эмульсий выявлены основные причины повышенного осадкообразования на холодной поверхности из водонефтяных смесей и сформулированы рекомендации для создания эффективных композиций ингибиторов АСПО.

5. Предложен комплексный ингибитор-деэмульгатор для Дудаченского месторождения, включающий деэмульгаторы Нефтенол Д К-5 и Нефтенол ТК-2М в соотношении 1:1, эффективность которого составляет 82,5% при дозировке 0,6 л /т на скважинной жидкости.

6. Сформулированы рекомендации для выбора технологических параметров дозирования ингибитора в скважину, основанные на расчете температуры начала массовой кристаллизации парафина и исследовании реологических свойств нефтей.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Иванова JI.B., Васечкин A.A., Кошелев В.Н.. Влияние химического состава и обводненности нефти на количество асфальтосмолопарафиновых отложенийУ/Нефтехимия, 2011, Т.51, № 6, с. 1-7.

2. Иванова Л.В., Васечкин A.A., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Особенности образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений.//Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011, №4, с.159-167.

3. Иванова Л.В., Кошелев В.Н., Васечкин A.A., Примерова О.В. ИК-спектрометрия в анализе нефтей (на примере нефтей Волгоградской области).// Бутлеровские сообщения, 2012, Т.29. № 3. С.120-124.

4. Васечкин A.A. Особенности борьбы с АСПО при эксплуатации наклонно-направленными скважинами Мензелинского месторождения.// Тезисы докладов конференции XVIII Губкинские чтения «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности России - наука и образование», Москва, 24-25 ноября 2009 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - с.188-189.

5. Васечкин A.A. Современные технологии удаления и методы предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах.// Тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 1-3 февраля 2010 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. -с.137.

6. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н., Васечкин A.A. Исследование склонности нефтей и их водонефтяных эмульсий к образованию асфальтосмолопарафиновых отложений.// Тезисы докладов V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, 24-25 июня 2010 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. -с.171.

7. Иванова Л.В., Васечкин A.A., Буров Е.А. Обводненность нефти и асфальтосмолопарафиновые отложения. Взаимосвязь и пути решения

проблемы.// Сборник материалов 1-го Российского нефтяного конгресса, Москва, 14-16 марта 2011 г. -М., 2011.-c.265.

8. Иванова JI.B., Васечкин A.A. Ингибирование парафиноотложений в скважине на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.// Материалы VI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, 23-24 июня 2011 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011. - с.97.

9. Иванова Л.В., Васечкин A.A. Расчет глубины начала массовой кристаллизации парафина в скважине с помощью лабораторных экспериментов. // Материалы VI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, 23-24 июня 2011 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011. - с.98.

10. Иванова Л.В., Васечкин A.A. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии, осложненная процессом образования асфальто-смолопарафиновых отложений в скважине.// Тезисы докладов конференции XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, 22-23 ноября 2011 г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011. - с.137-138.

Подписано в печать:

12.04.2012

Заказ № 7149 Тираж - 100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 vvvvw.autoreferat.ru

Текст научной работы диссертации и автореферата по химии, кандидата технических наук, Васечкин, Алексей Андреевич, Москва

61 12-5/2488

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. Губкина

На правах рукописи

Васечкин Алексей Андреевич

ИНГИБИРОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ИЗ ОБВОДНЕННЫХ НЕФТЕЙ (на примере месторождений Волгоградской области)

Специальность 02.00.13 - Нефтехимия

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель кандидат технических наук доцент Иванова Л.В.

МОСКВА-2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................4

ГЛАВА 1. АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО) В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ........................................................................9

1.1. Факторы, влияющие на образование АСПО...........................................9

1.1.1. Влияние химического состава нефти на формирование АСПО......11

1.1.2. Ик-спектрометрия как метод исследований группового химического состава нефти...................................................................................................13

1.2. Условия и механизм формирования АСПО..........................................18

1.2.1. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений18

1.2.2. Механизм формирования АСПО в обводненной нефти...................21

1.2.3. Причины образования и устойчивость водонефтяных эмульсий ....23

1.3. Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти....................32

1.3.1. Применение защитных покрытий........................................................33

1.3.2. Тепловые методы..................................................................................35

1.3.3. Физические методы...............................................................................35

1.3.4. Химические методы..............................................................................37

1.4. Технические особенности подачи ингибитора АСПО в скважину .47 ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ...................................54

2.1. Объекты исследований.............................................................................54

2.2. Методы исследования..............................................................................54

2.2.1. Определение относительного распределения н-парафинов нефти методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ)........................................57

2.2.2. Определение содержания нормальных парафинов в нефти методом газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ)......................................................57

2.2.3. Структурно-групповой состав.............................................................61

2.2.4. Определение устойчивости эмульсии.................................................63

2.2.5. Определение группового химического состава спектральных коэффициентов нефти с использованием метода ИК-спектроскопии.......64

2.2.6. Определение общей минерализации пластовой воды.......................65

2.2.7. Определение эффективности ингибирования АСПО методом холодной спирали............................................................................................65

ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА СЫРЫХ НЕФТЕЙ НА СКЛОННОСТЬ К ОБРАЗОВАНИЮ АСПО (ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ)......................68

3.1. Исследование взаимосвязи между химическим составом нефти и ее низкотемпературными свойствами.........................................................69

3.1.1. Исследование физико-химических свойств нефтей месторождений Волгоградской области...................................................................................69

3.1.2. Изучение группового химического состава нефтей и отдельных фракций с помощью ИК-спектрометрии......................................................77

3.2. Влияние обводненности нефти на ее низкотемпературные свойства ..............................................................................................................................82

3.2.1. Исследование искусственных эмульсий.............................................84

3.2.2. Исследование природных эмульсий....................................................87

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ АСПО В ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ......................................92

4.1. Исследование эффективности действия ингибиторов АСПО различной природы в нефти Дудаченского месторождения....................92

4.2. Изучение влияния полимерных присадок на кинематическую вязкость нефти Дудаченского месторождения..........................................95

4.3. Испытание эффективности действия полимерных присадок в обводненной нефти...........................................................................................98

4.4. Разработка комплексного ингибитора для предотвращения образования АСПО из обводненной нефти................................................101

4.5. Влияние термодинамических условий на процесс образования АСПО и расчет оптимальной глубины подачи реагента........................106

ВЫВОДЫ.............................................................................................................114

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ...........................................116

ВВЕДЕНИЕ

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности является увеличение доли месторождений вступивших на позднюю стадию разработки, которая характеризуется уменьшением дебита скважин, утяжелением нефти, высокой обводненностью продукции скважин. Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Обводненность нефти повышает температуру застывания нефти, увеличивает её вязкость, вызывает более интенсивное выпадение осадков. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, что вызывает осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций [1]. Затраты на проведение работ по удалению АСПО составляют до 30% от себестоимости добываемой продукции.

Необходимость борьбы с названными осложнениями стимулирует

развитие исследований в области изучения причин возникновения этих

негативных явлений и поиска их эффективных решений. Решение названных

задач не может иметь универсальный характер, поскольку каждая скважина

индивидуальна и отличается как технологическими параметрами

функционирования, так и составом добываемой продукции. Кроме того,

характерной особенностью поздней стадии разработки месторождения

является своя «история» применения различных методов увеличения

нефтеотдачи пласта. Следовательно, выбор средств и способов реагирования

на осложнения, возникающие при разработке месторождений, при

подготовке скважинной продукции, при транспорте и хранении нефти

требует своих подходов в каждом конкретном случае.

Проблема АСПО в добыче нефти имеет два пути решения: профилактика (или предотвращение) отложений; удаление уже сформировавшихся отложений.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из самых важных в отечественной нефтедобывающей отрасли.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от способа и условий добычи нефти, термобарического режима течения, химического состава и свойств добываемой нефти.

Нефть, являясь многокомпонентной системой, определенным образом

откликается на изменяющиеся внешние условия и склонна к

структурообразованию. Так, например, при понижении температуры

проявляется сложный характер взаимодействий компонентов нефти,

приводящий к выделению кристаллической фазы и последующему

образованию асфальтосмолопарафиновых отложений на поверхности

нефтепромыслового оборудования. Контакт нефти с пластовой водой так же

способствует активному фазообразованию в нефтяной системе, приводящему

к появлению устойчивых водонефтяных эмульсий с развитой границей

раздела фаз, на которой адсорбируются высокомолекулярные полярные и

неполярные компоненты нефти. Каждое из этих явлений по отдельности

давно известно. Изучению закономерностей образования и разработке

методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, возникновению и

разрушению водонефтяных эмульсий на различных стадиях

технологического процесса добычи, подготовки, транспорта и хранения

нефти уделено большое внимание как в научно-технической литературе, так и в технической документации, регламентирующей различные технологические операции по борьбе с осложнениями. Однако современные условия эксплуатации месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, выдвигают в ряд актуальных задачу комплексного решения проблем с осложнениями, в частности ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях высокой обводненности продукции скважин

4) разработка ингибитора АСПО с целью предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненной нефти

Дудаченского месторождения Волгоградской области;

Научная новизна работы

Практическая ценность работы

Апробация результатов исследования Основные положения и

результаты работы докладывались и обсуждались на: XVIII Губкинских

чтениях «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности

России - наука и образование», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

24-25 ноября 2009 г.;VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1-3 февраля 2010 г.; V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 24-25 июня 2010 г.; 1-ом Российском нефтяном конгрессе, Москва, Центр международной торговли, 14-16 марта 2011 г.; VI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 23-24 июня 2011 г.; XIX Губкинских чтениях «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 22-23 ноября 2011 г.; Конкурсе ОАО «РИТЭК» на лучшую научно-техническую работу молодых специалистов и молодых работников, Нурлат, ТПП «ТатРИТЭКнефть», 21-22 июня 2010 г.; Научном семинаре кафедры органической химии и химии нефти в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 19 октября 2011 г.

Автор выражает свою глубокую признательность научному руководителю, кандидату технических наук, доценту Людмиле Вячеславовне Ивановой за постоянную и безусловную поддержку, заведующему кафедрой органической химии и химии нефти д.х.н., профессору Владимиру Николаевичу Кошелеву, заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений д.т.н., профессору Игорю Тихоновичу Мищенко за ценные советы и понимание, с которыми они относились к автору работы, а также сотрудникам ТПП «Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК» и лично Алексею Викторовичу Ханову за советы и помощь организационного характера.

Глава 1. АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО) В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ

(Литературный обзор) 1.1. Факторы, влияющие на образование АСПО

Асфальто-смоло-парафиновые отложения, образующиеся в нефтепромысловом оборудовании - это следствие потери агрегативной устойчивости нефтяной дисперсной системы.

На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются [2-4]:

• химический состав нефти;

• снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

• интенсивное газовыделение;

• уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

• изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

• обводненность нефти;

• состояние поверхности.

В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, в самой скважине - от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Место выделения АСПО может находиться на различной глубине и зависит от режима работы скважины. Одними из условий, способствующими образованию отложений, являются снижение давления и температуры, а

также разгазирование нефти. [5, 1] Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор [6]. Интенсивность теплоотдачи зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной [7].

Возникают режимы, когда с целью интенсификации притока забойное давление снижают до значений, равных или меньших давления насыщения, и тогда вероятность газоотделения и выпадения АСПО высока в любом интервале ствола скважины, а также в НКТ.

Практика добычи нефтей на промыслах показывает, что основными местами накопления АСПО являются: скважинные насосы, подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов [8, 4]. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока [1].

С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале

возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и,

следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от

поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и

асфальтенов [9]. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со

стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале

0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, оказывается более

стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО.

Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствует так же выделению из нефти парафина в твердую фазу [2].

1.1.1. Влияние химического состава нефти на формирование АСПО

АСПО, образовавшиеся в разных скважинах отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения [10].

Как показали экспериментальные и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности скважинного оборудования, его кристаллы производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, организуют сплошную решётку подобно широкой ленте. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется.

Однако если нефть содержит достаточно большое количество

асфальтенов (4 - 5% и выше), сказывается их депрессорное действие.

Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые

моле�