РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 665.61.033.28-404 © К.Д. Ашмян, И.Н. Никитина, Е.Н. Носова, 2014
Факторы, влияющие на выпадение из нефти асфальтосмолопарафиновых веществ
К.Д. Ашмян, к.т.н., И.Н. Никитина, Е.Н. Носова
(ОАО «ВНИИнефть»)
Адреса для связи: KAshmian@vniineft.ru, INikitina@vniineft.ru, ENosova@vniineft.ru
Ключевые слова: парафинистые нефти, фазовое состояние парафинистых нефтей, образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), температура насыщения нефти парафином.
Factors influencing the loss of oil asphaltene, resin and paraffin substances
K.D. Ashmyan, I.N. Nikitina, E.N. Nosova (VNIIneft OAO, RF, Moscow)
E-mail: KAshmian@vniineft.ru, INikitina@vniineft.ru, ENosova@vniineft.ru
Key words: paraffin oil, phase state of paraffin oil, education asphalt, resin and paraffin deposits, paraffin saturation point.
Under the oil field development, solid phase so-called «paraffin» may precipitate both in reservoirs and in wells and aboveground pipelines. Paraffin saturation point is a key factor which describes the phase state of «paraffin» in raw oil. This article covers a method of evaluating the phase state of «paraffin» in raw oil, subject to the paraffin content in oil, formation pressure, gas content, temperature, composition of the paraffin and the ratio of content in the oil asphaltenes, resins and waxes.
Лабораторное изучение процесса выпадения парафина из нефти было начато во ВНИИнефти еще в 70-е годы XX века. Интерес к этим исследованиям был очень велик, так как в те годы в разработке находились два крупных нефтяных месторождения: Узень и Харьяга. Нефти этих месторождений высокопарафи-нистые, содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов составляет 20-32 %.
Известно, что при снижении пластовой температуры (после закачки холодной воды для поддержания пластового давления) раствор высокомолекулярных парафинов в нефти становится насыщенным, в результате образуется твердая фаза асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), или парафин. Ранее считалось, что основным фактором, влияющим на образование твердой фазы, является наличие в пласте термобарических условий, при которых температура насыщения нефти парафином равна температуре пласта. На основе проведенных во ВНИИнефти исследований были разработаны лабораторные и промысловые методики, стандарты и оборудование для изучения парафинистых и высокопа-рафинистых нефтей [1], учитывающие эти факторы.
Такое направление исследований являлось актуальным вследствие того, что необходимо было определить параметры, характеризующие условия, при которых прекращалась фильтрация высокопарафинистой нефти к добывающей скважине. В результате проведения промысловых, лабораторных и аналитических исследований было доказано, что выпадение парафина снижает дебиты скважин, резко увеличивает обводненность, уменьшает охват пласта заводнением и нефтеотдачу разрабатываемой залежи. Выделение из нефти растворенного в ней парафина приводит к накоплению его в породе. Такое явление наблюдается как для залежей, нефти которых содержат парафина 20 % и более, так и для за-
лежей, содержание парафина в нефти в которых составляет 1,5-2 % и менее (РД 39-0147035-226-88. «Методическое руководство по выявлению залежей нефти, насыщенных парафином»).
Разработка традиционного направления по изучению причин и следствий образования твердой фазы АСПО в пласте и призабойной зоне продолжается в ОАО «ВНИИнефть» и в настоящее время. Основным результатом, полученным в последние годы, является установление и экспериментальное подтверждение того, что насыщенность пластовой нефти парафином представляет собой комплексный параметр, зависящий от нескольких факторов, а не только, как считалось ранее, от разности А между пластовой температурой ^ и температурой насыщения нефти парафином в пластовых условиях.
Состояние нефти в пласте зависит от температуры ее насыщения парафином [2]
tHac = 15,345lnC + 12,03,
где 1,5 < С < 40 - массовая концентрация парафина в нефти, %.
Температура насыщения нефти парафином - это температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное: жидкость + твердая фаза (парафин) [1]. Разность между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином характеризует насыщенность нефти парафином в пластовых условиях. На практике (РД 39-0147035-226-88) было принято, что при А = 0 °С нефть насыщена парафином, при А < 10 °С - близка к насыщению парафином, при А > 10 °С - недонасыщена парафином.
При изучении процесса выпадения твердой фазы из пластовой нефти экспериментально выявлено влияние на температуру насыщения пластовой нефти парафином
Кинематическая Массовое содержание, % Температура, °С
Исследуемая Плотность, вязкость, мм2/с,
проба нефти кг/м3 при температуре, °С парафина асфальтенов смол плавления застывания насыщения
20 50
Исходная нефть месторождения N 827,98 - 3,84 5,81 0,02 2,66 57 - 13 40
Нефть месторождения N + парафин 838,77 1967,21 4,25 13,10 0,07 2,96 59 22 46
ряда факторов, основными из которых в зависимости от состава нефти и типа залежи являются:
1) пластовое давление и газосодержание пластовой нефти;
2) концентрация (содержание) парафина в нефти;
3) компонентный состав растворенного в нефти твердого парафина;
4) соотношения содержания в нефти асфальтенов, смол и парафинов.
В РД 39-0147035-226-88 и работе [2] рассмотрено влияние изменения температуры, давления, газосодержания, концентрации парафина в пластовой нефти на ее фазовое состояние при разработке нефтяных месторождений. Дальнейшие исследования парафинистых нефтей направлены на изучение влияния компонентного состава растворенных в нефти высокомолекулярных парафинов и соотношения содержания асфальтенов (А), смол (С) и высокомолекулярных парафинов (П) на температуру насыщения нефти парафином.
Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО значительно изменяется [3].
В зависимости от содержания высокомолекулярных парафиновых углеводородов нефти подразделяют на три вида: малопарафинистую, содержащую не более 1,5 % парафина; парафинистую с содержанием 1,5-6 % парафина; высокопарафинистую, содержащую более 6 % парафина. В основном в нефти содержатся парафиновые углеводороды метанового ряда от С17Н3б до С3бН74, температура кипения которых невысокая. Высокомолекулярные парафины - церезины (метановый ряд от С37Н7б до Сб4Н130) - отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью. Их содержание в добываемой нефти крайне мало.
Массовое содержание парафина в нефти колеблется в широком диапазоне - от 0,1 до 30 % и более. Содержащиеся в АСПО асфальтены в количестве 5 % являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти. При нагревании они не плавятся, становятся пластичными при температуре 300 °С, при более высокой температуре разлагаются на газообразные и жидкие вещества и твердый остаток - кокс. Асфальтены по химическому составу близки к смолам, но отличаются большей молекулярной массой. В состав смол, содержащихся в АСПО, входит большое число элементов, основными из которых являются углерод, водород, кислород, сера и азот. Плотность смол составляет около 1 кг/м3. Содержание смол в нефти может достигать 30 % [4].
В работе [5] авторы указывают на процесс образования твердой фазы, который зависит от соотношения
массового содержания в нефти асфальтовых и смолистых соединений. В связи с увеличением параметра А/С температура насыщения снижается - ассоциаты асфаль-тенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что снижает температуру насыщения. Процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложения парафина не происходит. При небольших значениях параметра А/С температура насыщения возрастает - асфальтены не влияют на образование твердой фазы, парафин свободно выделяется из нефти [4].
В ОАО «ВНИИнефть» выполнена серия исследований по изучению влияния соотношения содержания в нефти асфальтенов, смол и высокомолекулярных парафиновых углеводородов на процесс образования твердой фазы. В качестве примера в табл. 1 представлены физико-химические параметры изученных образцов нефти для месторождения N. Из нее видно, что при добавлении парафина в исходную нефть увеличиваются ее вязкость, плотность, температуры плавления и застывания нефти.
В экспериментах парафин был выделен из поверхностной пробы исходной нефти месторождения N методом осаждения асфальтенов и адсорбции смол на сили-кагеле. В проведенном эксперименте при увеличении массового содержания парафина до 13,1 % количество адсорбируемых на его поверхности асфальтенов увеличивается. Содержание смол изменяется незначительно. Для данных образцов нефти температура насыщения нефти парафином была определена фотометрическим методом на приборе ПТП-1М. Исследования проводились в диапазоне температур от 58 до 28 °С. Полученные результаты представлены на рис. 1, из которого следует, что при увеличении количества парафина в нефти температура ее насыщения парафином возрастает от 40 до 46 °С.
Рис. 1. Зависимость фототока от температуры насыщения поверхностной пробы парафином:
1 - исходная нефть; 2 - нефть + парафин
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
11'2014 127
Номер скважины Массовое содержание, % Температура, °С Тип АСПО П/(А+С) Класс АСПО
Месторождение парафина асфальтенов смол плавления застывания насыщения
Эксперимент Расчет
Верхнечонское 57 1,5 0,2 8,3 53 -40 8 18 0,18 А
Средне-Ботуобинское 125 1,54 1,1 15 55 -33 21 19 0,1 А
Ачимовское 214 2,02 1,56 9,94 60 -5 24 23 0,18 А
Чистинное 479 3,31 2,57 13,3 58 -17 20 30 0,21 А
Северо-Покурское 1743 3,48 2,49 9,21 60 -2 28 31 0,3 А
Сузунское 968 3,86 5,34 15,45 58 1 29 33 0,19 А
Тайлаковское 685 4,03 5,35 12,9 59 -1 30 33 0,22 А
Тайлаковское 257 4,78 4,55 12,08 58 -5 26 36 0,29 А
Восточно-У
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.