щ
ig технологии
О
Удаление
асфальтеносмолопарафиновых отложений с технологического оборудования и неразрушающий контроль свойств пластовой нефти Ванкорского месторождения
Н.Д. БУЛЧАЕВ,
к.т.н., заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
nbulchaev@yandex.ru
И.Н. РУБЦОВ,
аспирант кафедры топливообеспечения и горюче-смазочных материалов
Н.Ф. ОРЛОВСКАЯ,
д.т.н., профессор кафедры топливообеспечения и горючесмазочных материалов
Ю.Н.БЕЗБОРОДОВ,
д.т.н., профессор, заведующий кафедрой топливообеспечения и горюче-смазочных материалов
Институт нефти и газа Сибирского федерального университета
Затронута актуальная тема, удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) с внутренней поверхности скважинного и промыслового оборудования. Авторами проведены исследования проб нефти и твердых отложений, взятых из полости электроцентробежных насосов, с целью определения наиболее подходящих растворителей и ПАВ. Определена связь между вязкостью, плотностью ванкорских нефтей с особенностями фазового состояния наноколлоидов асфальтенов. На основе химического и вещественного анализов исследованных материалов разработаны методики по борьбе с АСПО.
REMOVE ASPHALTORESINPARAFFIN DEPOSITS FROM PROCESS EQUIPMENT AND NON-DESTRUCTIVE TESTING OF PROPERTIES OF RESERVOIR OIL VANKOR FIELD
N. BULCHAEV, I. RUBTSOV, N. ORLOVSKAYA, Yu. BEZBORODOV, Siberian Federal University, The oil and gas
Institute
To remove asphaltoresinparaffin deposits from the inner surface of the borehole and field equipment. The authors conducted a study of samples of oil and solids taken from the cavity of the centrifugal pumps.
Keywords: asphaltenes, nanocolloid, water content, water-oil emulsions, logarithmic coordinates, transformation patterns
Неустойчивые породы, вынос в ствол скважины твердых взвешенных частиц глины и песка вместе с обводненностью добываемой нефти на ряде скважин Ванкорского месторождения приводят к проблемам при эксплуатации электроприводных центробежных насосов (УЭЦН), связанным с налипанием на рабочие органы асфальтосмолопара-финовых отложений с высоким содержанием механических примесей.
Между тем появившиеся в эпоху нефтяных нанотехнологий сведения о влиянии состояния наноразмерных фаз асфальтенов и смол нефти на ее эксплуа-
Табл. 1. Физико-химические характеристики обезвоженного образца нефти Ванкорского месторождения
Показатель Нефть Ванкорского месторождения
Плотность при 20°С, кг/м3 901,4
Кинематическая вязкость, мм2/с:
при температуре 20 °С при температуре 50 °С 81,68 19,65
Температура застывания, °С < -45
Содержание, % мас. смол силикагелевых 9,5
Содержание, % мас. (г/л) асфальтенов 0,3 (2,70)
Содержание, % мас. парафина 1,7
Содержание, % мас. серы 0,173
воды Отсутствие
Содержание ванадия(ррт) <2
Содержание никеля(ррт) <1
Коксуемость, % мас. 1,77
Содержание хлорорганических соединений во фракции н.к. - 204 °С, ррт <5
Массовая доля, сероводорода (ррт) Отсутствие
Массовая доля метил- 33
этилмеркаптанов (ррт)
тационные свойства могут облегчить процедуру промывок и удаления АСПО без подъема оборудования.
Нефтяные нанотехнологии. Известна связь физико-химических свойств неф-тей (вязкости, плотности) с особенностями фазового состояния наноколлоидов асфальтенов. Наблюдаются совпадения максимумов вязкости и плотности неф-тей при концентрациях в них асфальте-нов, соответствующих фазовым границам наноколлоидов. Обнаружены изменения свойств природных нефтей при переходе через температурную фазовую границу (28 °С < 1 < 37 °С): рост температуры застывания, стратификация плотности, увеличение массы отложений из нефтяной среды. Было показано также, что трансформации структуры водонефтя-ных эмульсий подобны фазовым диаграммам ассоциативных наноколлоидов [1].
Показатели качества ванкорской нефти. Физико-химические характеристики обезвоженного образца нефти Ван-корского месторождения [2], (табл. 1), следующие: плотность при 20 °С - 901,4 кг/м3; содержание серы - 0,173% мас. По этим характеристикам нефть, согласно ГОСТ Р 51858, в зависимости от массовой доли серы относится к 1-му классу («малосернистая»); по плотности - к 4-му типу («битуминозная»). Температура застывания -ниже минус 45 °С.
Нефть Ванкорского месторождения отличается сравнительно высокой плотностью, содержанием парафина и смолистых веществ, а также высоким значением
технологии т
Табл. 2. Пробы АСПО, представленные для испытаний
Условное обозначение пробы
скважина 230 935 703
куст 100 2 бис 102
дата отказа 08.11.14 29.11.14 08.12.14
наработка 196 363 615
тип насоса 538 Р31 123 ст 538 Р23 9SD 115ст 538 Р17 SSD125 ст
причина отказа нет подачи нет подачи клин
место отбора проб насос насос насос
кинематическом вязкости при низком содержании серы и асфальтенов.
Ванкорская нефть - смолистая, битуминозная. Легкие углеводороды (бензиновая фракция) присутствуют в ванкорской нефти в количестве 10,4% мас. Бензиновая фракция (с пределами отбора 85 - 180 °С), полученная из исследованного образца нефти, характеризуется преобладанием парафиновых углеводородов (52,6% мас.). Содержание нафтеновых углеводородов в ней 38,5% мас.
Выход дизельной фракции (с пределами отбора 180 - 360 °С) - 34,9% мас. Содержание парафино-нафтено-вых углеводородов в ней 74,4%, ароматических - 25,6% мас. Выход вакуумных фракций (350 - 500 °С) - 278%, мазута (> 360 °С) - 49,9% мас.
Исходя из содержания асфальтенов, можно предположить, что нанофазу асфальтенов ванкорской нефти составляют наноколлоиды, частицы диаметром 2 - 10 нм. Температура пласта исследуемой скважины, по имеющимся данным, 34 °С, что близко к температурной фазовой границе существования на-ноколлоидов.
Характеристика образцов АСПО и скважинной нефти Ванкорского месторождния. Для испытаний были представлены пробы АСПО (А - В, табл. 2), отобранные из насосов, и соответствующие им пробы скважинной нефти Ванкорского месторождения.
Характеристика образцов скважинной нефти Ванкорского месторождения. Все представленные пробы скважинной нефти имели в своем составе во взвешенном состоянии пластовую воду и незначительное количество механических примесей. Центрифугирование позволило определить водосодержание: нефть А - 0,03; нефть Б - 0,18; нефть В - 0,41.
По литературным данным, для водонефтяных эмульсий наблюдаются сложные трансформации структуры,
Ванкорская нефть - смолистая, битуминозная. Легкие углеводороды (бензиновая фракция) присутствуют в ванкорской нефти в количестве 1 0,4% мас. Бензиновая фракция (с пределами отбора 85 - 1 80 °С), полученная из исследованного образца нефти, характеризуется преобладанием парафиновых углеводородов (52,6% мас.). Содержание нафтеновых углеводородов в ней 38,5% мас.
подобные фазовым диаграммам наноколлоидов, при водосодержании 0,2; 0,4; 0,6 и критических температурах [3].
Температура формирования нефтяных эмульсий определяет вязкость, структурные свойства и характер межмолекулярных взаимодействий в них [3]. Формирование при «критических» температурах, близких к 36 - 38 °С, инициирует структурный фазовый переход, ведущий к изменению размеров и активности молекулярных агрегатов асфальтенов. Стабилизация капель воды асфальтенами осуществляется в результате адсорбции молекулярных агрегатов размером 10 нм. В свою очередь молекулярные агрегаты асфальтенов стабилизируются защитными слоями соль-ватированных молекул смол. Укрупнение этих агрегатов может происходить, когда молекулы смол «десорбируются» из защитных слоев. «Десорбция» смол связана со структурными превращениями в молекулярной системе асфальтены/смолы, имеющими характер фазового перехода.
Эти агрегаты служат связующим материалом в пространственных надмолекулярных структурах, содержащих микрокристаллы парафинов. Долговременная (до месяцев) «память» об условиях формирования эмульсий обусловлена прочностью пространственных структур, содержащих не только водородные, но и ко-валентные связи [3].
Характеристика образцов АСПО, отобранных из насосов. Пробы АСПО, отобранные из насосов, содержали значительное количество механических примесей и пластовой воды. Консистенция отобранных проб - полужидкая из-за присутствующей в образцах нефти.
Отношение проб АСПО, представленных для испытаний, к растворителям. Наличие заметного количества смолв ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в асфальтено-смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии.
Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтя-ных эмульсий с помощью ПАВ.
Для испытаний мы выбрали менее экологически опасные растворители, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).
Испытания растворимости осадков. В ходе испытаний стало очевидно, что сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.
Все пробы содержали механические примеси. После удаления растворителей было проведено взвешивание минеральной части осадков. Сделаны следующие выходы:
М = (тс / т)-100%,
где тс - масса остатка, не содержащего следов растворителей;
т - масса навесок до добавления растворителей.
Проба (А): 70 - 86%. Проба (Б): 57 - 80%. Проба (В): 60 - 82%
В
КЗ технологии
Проверялась также гомогенность смесей «нефть-растворитель» (1:1):
Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон + + + +
Нефть (Б) Ацетон + + + -
Нефть (В) Ацетон ----
Для смесей «нефть-ацетон-толуол» в соотноше-
нии 2:1:1 результаты следующие:
Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон+толуол
Нефть (Б)
Ацетон+толуол
Нефть (В) Ацетон+толуол
Характеристика выделенных механических примесей. Во всех случаях после отделения смолисто-нефтяной и водной компонент получали остаток в виде крупного песка (пробы А, В) или глины (проба Б).
Пробы А, В также содержали окалину.
Вл
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.