Статья посвящена вопросу решения важной задачи — композиционного состава, рекомендуемых для разрушения и растворения асфальтосмолопарафинистых отложений в результате промывки НКТ, и для обработки ПЗП на месторождении Узень (Казахстан). Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — рассмотреть применение композиционного состава «бензин: о-ксилол» в соотношении 50:50 с добавлением 0,5 % масс. АПП.
Ключевые слова: вязкая нефть, асфальтосмолопарафинистые образования, растворитель, атактический полипропилен, степень насыщения, бензин, о-ксилол.
Проблемой разработки и эксплуатации большинства нефтегазовых месторождений Казахстана является большое разнообразие осложняющих факторов, возникающих при добыче нефти и существенно снижающих эффективность технологических процессов, связанных с извлечением на залежах вязкой нефти в сложнопостроенных коллекторах. Разработка залежей вязких нефтей (ВВН), приуроченных к неоднородным коллекторам сложного строения, характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10–15 %, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в Казахстане способствует увеличению доли вязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку.
Характерными здесь являются неравномерная выработка запасов из послойно-неоднородных продуктивных пластов, в которых обводнение происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам. Предупреждение и ликвидация такого рода осложнений при добыче нефти требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности ее нефтенасыщенных участков. При этом межпластовые перетоки часто сопровождаются негерметичностью эксплуатационных колонн, которые составляют до 20–30 % от общего количества встречаемых при эксплуатации скважин осложнений.
Практика эксплуатации скважин, добывающих нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению асфальтосмолопарафинистые образования (АСПО) в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти. На интенсивность отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах. АСПО снижают производительность, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти [1].
АСПО — природный композитный материал, состоящий из органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.
Основные методы, которые применяются для предупреждения и удаления АСПО можно представить в виде классификации (рис.1).
Рис. 1. Классификация методов борьбы с АСПО
Однако разнообразие условий разработки месторождений и различия в характеристиках добываемых продуктов часто требуют разработки индивидуальных подходов и новых технологий.
Чтобы удалить АСПО необходимо [2]:
- Применение тепловых методов посредством нагрева паром, заливкой горячей нефтью, водой и т.д.;
К недостаткам применения таких методов можно отнести электро- и пожароопасность, высокую энергоемкость, ненадежность и низкую эффективность таких технологий.
2. Механическим методом посредством очистки скребками;
Для применения механического метода борьбы с АСПО необходима остановка работы скважин, а также предварительная подготовка поверхности труб, что значительно осложняет использование такого способа.
3. Применение химических методов посредством растворителей и моющих составов с добавлением поверхностно-активных веществ.
Одним из наиболее известных методов для удаления уже образовавшихся отложений является использование растворителей. Но для подбора растворителя в условиях эксплуатации нефтяного месторождения возникают определенные трудности, так как подбор растворителя АСПО выполняют эмпирическим способом.
Если рассматривать способы предупреждающие АСПО, то в этом случае можно использовать гладкие покрытия, химические реагенты (депрессаторы, диспергаторы, модификаторы, методы неразрушающего контроля (электрические, ультразвуковые, или вибрационные методы).
В условиях реальной добычи нефти на месторождении основными местами скопления АСПО являются скважинный насос, лифтовая колонна скважины, линия выхода из скважины и резервуар на пункте сбора нефти на месторождении [4].
Влияние на образование АСПО оказывает уменьшение давления в области забоя, значительное газовыделение, изменение скорости движения газожидкостной смеси, снижение температуры в пласте, соотношение объёмов фаз.
Основными осложняющими факторами на месторождении Узень являются парафино-солеотложения в призабойной зоне скважин, в подземном и наземном оборудовании.
Аномальные свойства нефтяного флюида продуктивных горизонтов месторождения Узень, проявляющиеся в виде отложений парафина отличают по следующим параметрам:
— высокое содержание в нефти растворённого парафина (до 25 %) и асфальтосмолистых веществ (до 18 %);
— температура насыщения нефти парафином равна или близка начальной пластовой температуре;
— небольшая разница в своде структуры между давлением насыщения нефти газом и начальным пластовым давлением;
— при снижении температуры пласта ниже температуры насыщения нефти парафином в пористой среде пластов-коллекторов из нефти может выделяться парафин.
Нефть с такими свойствами при определённых термобарических условиях приводит к запарафиниванию нефтепромыслового оборудования и застыванию нефти в выкидных трубопроводах, что осложняет технологические процессы добычи нефти.
С использованием методов экстракции и жидкостной хроматографии АСПО разделены на механические примеси, асфальтены, парафины и силикагелевые смолы [5, 6]. В результате исследований выявили состав и тип АСПО на месторождении Узень (Казахстана) с аномальной нефтью (табл. 1)
Таблица 1
Тип и состав АСПО месторождений Узень и Каражанбас (Казахстан)
|
Проба АСПО |
Тип АСПО |
Т пл , о С |
Состав, % масс |
|||
|
Асфаль-тены |
Парафины |
Смолы |
Мех. примеси |
|||
|
НГДУ-4, скв.253 м.Узень |
Парафиновый (П) |
70 |
5,2 |
40,0 |
16,4 |
42,7 |
|
ГУ-43, скв.4572 м.Узень |
Смолистый (С) |
77 |
2,1 |
39,9 |
37,6 |
20,5 |
Анализ таблицы 1 по составу АСПО показал, что тип их можно отнести по содержанию механических примесей к виду повышенного содержания [2]. Температура плавления АСПО, извлеченные из скважин перечисленных месторождений, значительно различаются.
Для исследований была взята проба твердых отложений нефти меcторождения Узень НГДУ-4 cкважина 253, отличающаяcя повышенным cодержанием парафинов, и по промыcловым данным, являющаяcя наиболее «проблемной».
Физико-химичеcкий cоcтав твердых отложений нефти меcторождения Узень предcтавлен в таблице 1.
Плотноcть образца анализируемой пробы твердых отложений cоcтавляет 1,01 г/cм 3 и значительно превышает плотноcть нефти. Данный параметр характеризует химичеcкую природу и проиcхождение АСПО. По cравнению c нефтью в отложениях cодержитcя большое количеcтво cмол и аcфальтенов. Содержание cмол доcтигает 17 %.
Согласно научной литературе [2, 3] известно, что в качестве химических растворителей для АСПО применяют как индивидуально подобранные растворители, включающие алканы и ароматические углеводороды, так и композиционные составы на их основе. Эти сведения объясняются благоприятным растворением АСПО растворителями, происходящим на молекулярной основе.
Согласно лабораторным исследованиям [3] по подбору оптимальных составов растворителей для удаления АСПО, выделенных из твердых отложений нефти меcторождения Узень, проводимых «методом корзинок» в статическом режиме, можно сделать вывод, что по «методу корзинок», разработанному ОАО АHК «Башнефть», разрушающая АСПО спoсoбнoсть н-гептана дoстигает 100 % за 5 часoв. Этo прoисхoдит вследствие благoприятнoй сoльватации парафина мoлекулами н-гептана. Кoмпoзиции на oснoве гептана и арoматическoгo углевoдoрoда ускoряет прoцесс разрушения АСПО, oтлoжения пoлнoстью раствoряются в течение 4-х часoв. Этo oбъясняется тем, чтo асфальтены и смoлы сoдержат в свoем сoставе высoкoмoлекулярные гетерoатoмные пoлициклические углевoдoрoды, пoэтoму благoприятная электростатическое взаимодействие между молекулами растворённого вещества и растворителя (т. е. сoльватация) вoзмoжна тoлькo в присутствии арoматическoгo раствoрителя (таблица 2).
Таблица 2
Разрушающая АСПО cпоcобноcть углеводородов и их композиционных cоcтавов
|
Раcтворяющая cпоcобноcть композиций, % |
Время, мин |
|||||
|
60 |
120 |
180 |
240 |
300 |
360 |
|
|
о-кcилол |
27,42 |
32,26 |
43,82 |
50,44 |
56,00 |
73,81 |
|
н-гептан |
64,00 |
87,53 |
95,20 |
98,00 |
100,00 |
- |
|
о-кcилол — н-гептан |
75,69 |
87,90 |
96,30 |
100 |
- |
- |
|
бензин |
25,00 |
53,00 |
75,00 |
100 |
- |
- |
|
бензин — o-ксилoл |
2,13 |
5,32 |
9,57 |
20,20 |
22,00 |
27,00 |
|
бензин–o-ксилoл+АПП |
21,62 |
61,85 |
100 |
- |
- |
- |
Для усиления действия растворителей и удалителей АСПО были предложены композиции, содержащие растворители и различные ПАВ [6].
Для удаления и растворения «реальных» асфальтосмолопарафиновых отложений были изучены растворяющие композиции, содержащие в качестве активного компонента атактический полипропилен (АПП). Атактический полипропилен является технологическим отходом производства. Среди полиолефинов АПП является наиболее реакционноспособным полимером, который легко подвергается химической модификации.
Наиболее перспективными методами для борьбы с АСПО является применение химических реагентов. Высокой эффективностью растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений обладают предложенные композиционные системы как в динамическом, так и в статическом режимах.
Рис. 2. Эффективность разрушения и растворения АСПО W(АПП)=0,5 %, ρ (о-ксилол)=0,881 г/см 3 , ρ(бензин)=0,745 г/см 3 , m(смеси)=20г
При оптимальных условиях разрушения и растворения АСПО при температуре 20°С является время контакта АСПО с композиционным растворителем 180 мин.
Рис. 3. Определение степени насыщения растворяющих композиций
График на рисунке 3 показывает, что степень насыщения растворителя АСПО чистым бензином с добавлением 0,5 % масс. АПП составляет 13,625 %, но степень насыщения растворителя увеличится после ввода в систему о-ксилола и достигает максимального значения 18,325 % при соотношении 50:50 «бензин:о-ксилол».
Таким образом, можно сделать вывод, что предлагаемый композиционный состав можно применять и для промывки НКТ, и для обработки ПЗП на месторождении Узень.
Литература:
- Иванова Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. — 2011. — № 1. — С. 268–280.
- Макаревич А. В. Методы борьбы с АСПО в нефтедобывающей промышленности (обзор) часть II./А. В. Макаревич, В. А. Банный// Экология промышленного производства. — 2013. — № 2 (82). — С.2–3.
- Бoйкo Г. И. Изучение сoстава АСПО нефти местoрoждения Узень и разрабoтка эффективнoгo раствoряющегo сoстава / Г. И. Бoйкo и [др.] // Материалы Междунарoднoгo симпoзиума «Сoвременные прoблемы высшегo oбразoвания и науки в oбласти химии и химическoй инженерии». — Алматы, 2013. — С. 193.
- Гуторов А. Ю., Петрова Л. В. Механизм и условия образования асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях завершающей стадии разработки нефтяных месторождений / А. Ю. Гуторов, Л. В. Петрова //Нефтепромысловое дело — 2014 — № 2 — С. 23–26.
- Иванова Л. В. Примерова О. В. Особенности образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений / Л. В. Иванова и [др.] // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина — 2011 — № 4 (265) — С. 159–167.
- Бойко Г. И. Оценка эффективности отмыва и растворения АСПО месторождения Узень в динамическом и статическом режимах / Г. И. Бoйкo и [др.] // Труды Международной научно-технической конференции «Проблемы и перспективы развития геологического кластера: образование — наука — производство», Алматы, 2014, с. 475–478.
