УДК 622.276.72 © И.К. Иванова, Е.Ю. Шиц, 2009
Использование газового конденсата
для борьбы с органическими отложениями
при аномально низких пластовых температурах
И.К. Иванова, к.х.н., Е.Ю. Шиц, к.т.н. (Институт проблем нефти и газа СО РАН)
Using of the gas condensate for fighting with organic deposits in the condition
of abnormally low reservoir temperatures
I.K. Ivanova, E.Yu. Shitz (Institute of Oil and Gas Problems of RAS)
The paper considers the results of using the gas condensate for removing the asphaltene-resin-paraffin deposits (ARPD) formed in the oil equipment of the Irelyakh gas and oil field in the Republic of Sakha (Yakutia). The group composition of ARPD is determined and its solubility in the gas condensate at low temperatures is investigated. The optimal trends of increasing the efficiency of gas condensate action at ARPD removing are proposed.
Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, аномально низкие пластовые температуры, асфальтосмолопа-рафиновые отложения (АСПО), насосно-компрессорные трубы (НКТ), газовый конденсат, базовые растворители, ароматические присадки. Адрес для связи: iva-izabella@yandex.ru
В настоящее время на территории Республики Саха (Якутия) в опытно-промышленной эксплуатации находятся нефтяные залежи Талаканского, Среднеботуобинского и Ирелях-ского газонефтяных месторождений Непско-Ботуобинской ан-теклизы. Эти месторождения расположены в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород, поэтому для продуктивных горизонтов отмечаются низкие пластовые температуры (10-15 °С) и аномально низкие пластовые давления.
Нефти Иреляхского месторождения относятся к нефтям средней плотности (842,6-877,1 кг/м3), мало- и среднесернистым (0,22-0,6 %), малопарафинистым (0,4-3,55 %). Их вязкость при температуре 20 °С составляет 15,9-27 мм2/с. В углеводородном составе нефтей преобладают метаново-нафтеновые углеводороды (63,8-76,3 %). На долю смолистых компонентов приходится 7,5-14,8 %, асфальтенов - 0,2-0,7 % [1]. Таким образом, состав неф-тей в сочетании с аномально низкими пластовыми температурами приводит к коагуляции и кристаллизации асфальтосмолопа-рафиновых отложений (АСПО) непосредственно в пласте, его призабойной зоне и на поверхности НКТ.
Основным способом борьбы с АСПО на Иреляхском месторождении в настоящее время является периодическая обработка НКТ добываемым газоконденсатом [2]. С каждым последующим годом в осенне-зимний период эксплуатации скважин последовательно увеличивается объем газоконденсата, необходимого для ликвидации образования АСПО. Однако, несмотря на постоянно проводимые технические мероприятия, полностью очис -тить НКТ от органических отложений не удается. Поэтому целью исследования являются изучение растворимости АСПО в газоконденсате при низких температурах, а также повышение эффективности его применения.
Объектами исследования являлись пробы АСПО, отобранные с поверхности НКТ, и газоконденсат Иреляхского месторождения.
В АСПО, исследуемых методом анализа остаточных нефтепродуктов по Маркуссону [3], было определено содержание основных групповых компонентов: углеводородов с твердыми парафинами, смол, асфальтенов, их неорганической части.
Групповой углеводородный состав газоконденсата исследовался на хроматографе «Цвет-112» в режиме программирования (5 °С/мин) при температуре 50-300 °С. Использовались капиллярная колонка диаметром 0,25 мм, длиной 100 м, импрегни-рованная фазой PE-PONA, газ-носитель - водород, пламенно-ионизационный детектор. Идентификация углеводородов осуществлялась по времени удерживания.
Эффективность действия растворителей оценивалась в статических условиях по методике НПО «Нефтепромхим» [4]. Каждый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, тщательно перемешивался и формировался в виде цилиндра размером 12x20 мм. Далее образец охлаждался до комнатной температуры и помещался в заранее взвешенную корзиночку размером 70x15x15 мм из латунной (стальной) сетки с размером ячеек 1,5x1,5 мм. Корзиночка с известной навеской АСПО снова взвешивалась с точностью до 0,001 г и помещалась в стеклянную герметичную ячейку, куда наливался растворитель объемом 100 мл. Температура, при которой проводился эксперимент, составляла 10 °С. Через 4 ч корзиночка с оставшейся неразрушенной частью АСПО вынималась и высушивалась до достижения ею постоянной массы. Разрушившаяся, но нерастворившаяся часть АСПО, выпавшая из корзиночки в ячейку, отфильтровывалась, высушивалась до постоянной массы и взвешивалась.
По массе АСПО (начальной, остатка в корзиночке и на фильтре) были определены следующие характеристики растворителя.
1. Диспергирующая способность - способность растворителя разрушать АСПО, оцениваемая по количеству АСПО, оставшемуся на фильтре. Данный показатель должен быть оптимальным, так как при очень высокой диспергирующей способности растворителя существует вероятность образования фрагментов АСПО, которые могут забивать коллектор приза-бойной зоны.
2. Растворяющая способность растворителя, определяемая по количеству АСПО, перешедшему в раствор. Этот показатель должен быть как можно большим.
3. Моющая способность - способность растворителя одновременно растворять и разрушать компоненты АСПО, оцениваемая по разнице массы АСПО, взятым на анализ, и остатком АСПО в корзиночке. Этот показатель можно считать универсальным. Чем он больше, тем выше эффективность растворителя.
Как показывают результаты исследования, состав АСПО неф-тей Иреляхского месторождения характеризуется высоким массовым содержанием парафиновых углеводородов - 63,3 %. Массовое содержание асфальтенов, силикагелевых смол и механических примесей составляет соответственно 1,8; 29,7 и 5,2 %. Па-рафинистый тип отложений и, как следствие, их невысокая полярность указывают на то, что в качестве растворителя этого типа АСПО необходимо использовать низкокипящие алифатические углеводороды.
Главным фактором, обусловливающим хорошую растворимость компонентов АСПО в том или ином классе углеводородов, следует признать возможность благоприятной сольватации растворяемого вещества растворителем, протекающей на молекулярном уровне. Следовательно, групповой состав: соотношение в растворителе алкановых и ароматических углеводородов, - является определяющим при оценке эффективности действия растворителя на АСПО.
В составе исследуемого газового конденсата преобладают насыщенные углеводороды (объемное содержание 97,26 %), н-алка-ны представлены гомологическим рядом С4Н10-С20Н42. Кривая молекулярно-массового распределения н-алканов имеет бимодальный характер с максимумами на Сб и С12 (см. рисунок). Средние и высокомолекулярные гомологи доминируют. Суммарное объемное содержание низкокипящих углеводородов С4-Ц составляет 10,84 %, С9-С20 - 34,33 %. Нафтены и ароматические углеводороды находятся в подчиненных количествах (соответственно 4,96 и 2,74 %). В связи с отмеченным для сравнения процессов растворения АСПО в легкокипящей фракции газоконденсата были проведены эксперименты по разрушению АСПО гексаном. В табл. 1 приведены результаты эффективности удаления АСПО газовым конденсатом и гексаном в статических условиях при температуре 10 °С.
Как видно из полученных данных, применяемый растворитель не обладает диспергирующей способностью, и по сравнению с гексаном его растворяющая и моющая способности меньше соответственно в 2,2 и 1,5 раза. Это приводит к тому, что нефрак-ционированный газоконденсат неэффективен для удаления АСПО с жесткой псевдокристаллической структурой. Легкое растворение исследуемого АСПО в низкокипящих растворителях можно объяснить тем, что парафины и смолы, входящие в его
Хроматограмма газоконденсата Иреляхского месторождения
Таблица 1
Растворитель Способность, %
диспергирующая растворяющая моющая
Газоконденсат 0 37,54 62,46
Гексан 14,68 81,91 96,59
состав, довольно легко сольватируются короткими молекулами гексана, по сравнению с длинноцепочечными алканами газового конденсата.
Одним из эффективных методов удаления трудноразрушае-мых АСПО является использование смесевых составов, состоящих из базового растворителя и присадок. Последние добавляют в композиции для усиления диспергирующей, растворяющей и сольватирующей способностей растворителя. Следующим этапом работы являлось изучение растворимости исследуемого АСПО в композициях с присадками на основе гексана. Для повышения растворяющей и сольватирующей способностей к базовому растворителю добавляли концентраты ароматических углеводородов: полиалкилбензольную смолу (ПАБС) [5]; жидкие продукты пиролиза (ЖПП) [6]; этилбензольную фракцию (ЭБФ) [7], бутилбензольную фракцию (ББФ) [8]. В качестве присадки, обладающей детергентно-диспергирующими свойствами, изучалась выпускаемая отечественной промышленностью - Нео-нол АФ-9-10.
Были проведены исследования повышения эффективности гексана с перечисленными присадками при их массовом содержании в базовом растворителе от 0,5 до 3 %. Установлено, что в композиции с гексаном наиболее эффективны присадки ЖПП и Неонол АФ-9-10 (табл. 2). Их использование позволяет повысить эффективность разрушения и растворения АСПО в 1,3-1,6 раза по сравнению с базовым растворителем. Присадка Неонол АФ-9-10 обладает большим диспергирующим действием по сравнению с присадками ПАБС, ЭБФ, ББФ и ЖПП. Увеличение массовой концентрации всех индивидуальных присадок от 0,5 до 3 % снижает эффективность моющих составов. По всей видимости, при массовой концентрации присадок более 1 % происходит их адсорбция на поверхности АСПО, а образующийся полимолекулярный
100 12'2009 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Таблица 2
Присадка Массовая концентрация в растворителе, % Диспергирующая способность, % Массовое содержание остатка АСПО, % Растворяющая способность, % Моющая способность, %
ПАБС 0,5 15,68 4,01 80,31 95,99
1 18,82 7,13 74,05 92,87
3 12,89 21,54 65,57 78,46
ЭБФ 0,5 13,92 4,85 81,23 95,15
1 11,35 6,25 82,40 93,75
3 11,52 11,19 77,29 88,81
ББФ 0,5 14,16 6,13 79,71 93,87
1 14,39 8,63 76,98 91,37
3 11,60 24,21 64,19 75,79
ЖПП 0,5 13,14 1,93 84,93 98,07
1 11,89 8,00 80,11 92,00
3 7,20 17,15 75,65 82,8
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.