Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по химии  

На правах рукописи

Васечкин Алексей Андреевич

ИНГИБИРОВАНИе АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ из обводненных нефтей

(на примере месторождений Волгоградской области)

Специальность 02.00.13 - Нефтехимия

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

МОСКВА - 2012

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

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.аТомск)

Защита состоится л15 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. 

Ученый секретарь диссертационного Совета

д.т.н., профессор                                                       Р.З. Сафиева

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 листория 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.;VIIIаВсероссийской научно-технической конференции Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.аГубкина, 1-3 февраля 2010 г.; V Всероссийской научно-практической конференции Нефтепромысловая химия, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.аГубкина, 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.аГубкина, 23-24 июня 2011 г.; ХIХ 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, 2122 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 Ц  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 при-чины 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 малоизу-ченным. 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. №а22), 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 Prochinor AP 104 и реагенты, показавшие свою эффективность на нефтях других месторождений: СНПХ 7р14 , ДПН-1, ДМН2005, 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 Кристаллюкс4000 с кварцевой капиллярной колонкой длиной 25 м и диаметром 0,24амм с неподвижной фазой SE-30 в условиях программирования температуры термостата от 100оС до 310оС 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 KBr.  Катионный состав пластовой воды определен на атомно-адсорбционном спектрометре Spectro с индуктивно-связанной плазмой (ИСП). Микрофотографии эмульсий снимались на микроскопе Микмед-5 при 40- и 100кратном увеличении.

Количество, образующихся АСПО и эффективность ингибиторов АСПО определялись на лабораторной установке по весовому методу с использованием холодной спирали: температура нефти - 40оС, температура холодной спирали 0оС, 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 60оС 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  на нефте-

Таблица 1

Физико-химические характеристики  нефтей Волгоградской области

Характеристики	Нефти месторождений
	Чухонастовское	Кудиновское	Северо-Ключевс-кое	Дудаченское	Новочернушинское
Кинематическая вязкость, мм2/с; при 20оС	4,53	4,69	5,08	5,27	9,33
Плотность, г/см3; при 20оС	0,822	0,831	0,819	0,824	0,861
Фракционный состав, % об. при
н.к. оС	53	65	68	40	60
до 100оС	3,4	5,9	2,5	7,3	5,6
до 150оС	17,6	19,1	19,4	18,0	18,4
до 200оС	29,2	29,5	31,4	28,3	29,8
до 250оС	44,0	43,0	42,1	38,0	37,4
до 300оС	52,8	52,7	55,4	49,4	47,7
Групповой хим. состав,% * Парафино-нафтеновые УВ	70,89	62,74	62,22	71,92	67,48
Арены: моно-	8,27	13,77	11,50	5,53	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.>200оС

Таблица 2

Низкотемпературные свойства нефтей

Характеристики	Нефти месторождений
	Чухонас-товское	Кудиновское	Северо-Ключев-ское	Дудачен-ское	Новочернушинское
Температура застывания, оС	-16	-3	-12	-8	-26
m (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 образующих- ся 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

а) б)

в) г)

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 налканов, характерных для данных нефтей. На рисунке 1 приведено молекулярно-массового распределения н-алканов С10 - 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
	Чухонас-товское	Кудиновское	Северо-Ключевское	Дудаченское	Новочернушинское
Содержание н-алканов,% (ГЖХ)	3,3	5,6	3,2	4,1	3,3
С20-37/С10-37	31,3	29,3	32,2	36,7	39,1
С25-37/С20-37	38,3	56,4	46,7	43,9	48,7

Обращает внимание, что нефть Кудиновского месторождения с самой высокой Тз (-3оС) характеризуется самой высокой долей наиболее высокомолекулярных н-алканов (С25-37/С20-37), 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 собой, как правило, высокомолекулярные соединения с длинной алкильной цепью, сопоставимой 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=D1600/D720, алифатичности Сал=D720+D1380/D1600, разветвленности Ср=D1380/D720. Дополнительно были введены коэффициенты отражающие  отношение  замещенных  (би-, трициклических  ароматических структур)  к  общему  содержанию  ароматических  фрагментов  (C870/1600)  и 

Таблица 4

Спектральные коэффициенты нефтей Волгоградской области

Нефти месторождений	Сар	Сал	Ср	C870/1600	C1464/1600
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 (C1464/1600).  Результаты приведены в таблице 4. Наибольший коэффициент ароматичности (Сар) имеет нефть Новочернушинского месторож-дения (1,28), в то же время, у нее самый низкий показатель относительного содержания замещенных аренов C870/1600 (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 разветвленности (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 C870/1600 (0,92). Данная нефть характеризуется наиболь-шим коэффициентом, вычисляемым как отношение суммы алифатических структур к аренам C1464/1600 (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. Ц200оС, представ-ляющую смесь легких углеводородов, являющихся естественными раство-рителями для тяжелых компонентов нефти; фр. 200Ц420оС - содержащую основные характеристические структуры, присущие  именно данной нефти (тело нефти); фр. >420оС, 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 месторождений	Фракция оС	Спектральные коэффициенты
		Сар	Сал	Ср	C870/1600	C750/1600	C 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
Чухонастовское	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  ароматич-ности (Сар), а коэффициенты алифатичности (Сал) 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 C870/1600 и C750/1600 (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	Кудиновское	Северо-Ключев-ское	Дудаченское	Новочернушинское
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

Рис. 2. Зависимость количества отложений, образуемых водонефтяной эмульсией (а) при различном содержания пластовой воды: 1 -  Кудиновское; 2 - Чухонастовское; 3 - Новочернушинское; 4 - Дудаченское		Кудиновского и Дудаченско-го месторождений наблюда-ется незначительный  рост  количества отложений  (в 2 раза) по мере увеличения обводненности нефти. Зави-симость количества отложе-ний из нефти Чухонастов-ского и Новочернушенского месторождений от содержа-ния воды в водонефтяной эмульсии  носит экстремаль-ный  характер. Максимум от-

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

ожений наблюдается при содержании воды в эмульсии 60-70%. При этом количество отложений возрастает до 25 раз.  При  дальнейшем  росте  обвод-

ненности 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 эмульсий. 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 Новочернушенского 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, выде- ленной при разложении природной эмульсии.

Таблица 8

Групповой химический состав исходных нефтей и органической части природных эмульсий

Содержание, %а	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 Новочернушинского месторождения - 2,68 мкм. На рисунке 5 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. 5. 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: Flotron M-143, Proshinor AP 104, СНПХ 7р14, МПБ, ДПН 1, ДМН 2005, ДМН 1505. Ингибитор ФЛОТРОН М143 в настоящее время применятся на Гуровском 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

Рис.6 . Эффективность действия ингибиторов ДПН-1 и ДМН 2005 в нефти Дудаченского месторождения в зависимости от концентрации присадок

Рис.7. Молекулярно-массовое распределение н-алканов  в АСПО, образованных исходной нефтью и в присутствии различных концентраций присадки ДМН 2005

присадки ДПН-1 и ДМНа2005. 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 (рисунока6). 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 7. Как следует из рисунка, по мере увеличения концентрации присадки количество нпарафинов, включенных в состав отложений, значительно уменьшается. Присадка ДМН 2005 оказывает воздействие на н-алканы в широком диапазоне длины цепи: от С10 до С37.

Рис.8 . Влияние обводненности нефти на эффективность действия присадки ДМН 2005 при различной дозировке в нефти Дудаченского месторождения.

На рисунке 8 приведены данные испытания эффек-тивности действия присад-ки ДМН 2005 в обводнен-ной нефти Дудаченского месторождения, из кото-рых видно, что, в целом, присадка ДМН 2005 сохраняет свою эффектив-ность до обводненности нефти 50%. Затем, эффек-  тивность действия присад-

ки 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 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 сравнитель-ные данные по эффективности выпускаемых промышленностью присадок ДМН 2005, ДМН 1505 и комплексного реагента в искусст-венной водонефтяной эмульсии 60/40 при дозировке реагента 200 г/т нефти в скважинной жидкости.	Таблица 9 Сравнительные данные эффективности ингибиторов АСПО
	Присадка	Эффективность ингибирующего действия, %
	ДМН 2005	59,7
	ДМН 1505	79,1
	Комплексный реагент	85,7

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 40оС, 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 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 9). Была проведена математическая

Рис.9. Зависимость кинематической вязкости нефтей от температуры

обработка результатов, полу-ченных в ходе лабораторных опытов и их графический анализ с целью определения температуры точки фазового перехода. Для построения зависимостей было проведено двойное логарифмирование значений лабораторных дан-ных. 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 кристал-лизации в сравнении с реальными промысловыми показателями (таблица 10).

Таблица 10

Сопоставление расчетных и промысловых данных по определению глубина начала зоны парафинизации скважины

Месторождение/ нефть	Температура начала мас-совой крис-стализации парафина,оС	Глубина залегания нефти с той же Ткр (расчетн.)	Глубина начала отложений в скважине (промысл.)
Чухонастовское	14	370	600
Кудиновское	19	503	600-800
Новочернушинское	21	660	600-700
Дудаченское	20	600	600
Североключевское	20	587	650

Для трех нефтей: Новочернушинской, Дудаченской и Североключевской 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 ИКспектрам 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 Л.В., Васечкин А.А., Кошелев В.Н.. Влияние химического состава и обводненности нефти на количество асфальтосмолопарафиновых отложений.//Нефтехимия, 2011, Т.51, № 6, с.1-7.
2. Иванова Л.В., Васечкин А.А., 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 А.А., Примерова О.В. ИКспектрометрия в анализе нефтей (на примере нефтей Волгоградской области).// Бутлеровские сообщения, 2012, Т.29. № 3.
4. Васечкин А.А. 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 А.А. Современные технологии удаления и методы предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах.// Тезисы докладов VIIIаВсероссийской 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 А.А. Исследование склонности нефтей и их водонефтяных эмульсий к образованию асфальто-смолопарафиновых 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 А.А., БуроваЕ.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. - с.265.
8. Иванова Л.В., Васечкин А.А. 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 А.А. 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 А.А. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии, осложненная процессом образования асфальто-смолопарафиновых отложений в скважине.// Тезисы докладов конференции ХIХ 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.

     Авторефераты по всем темам  >>  Авторефераты по химии