Исследование парафинообразования из нефти Яро - Яхинского НГКМ методом холодного стержня

Длительная эксплуатация нефтяных месторождений, применение системы заводенния пластов пресной и подтоварными водами сопровожда- ются снижением пластовой температуры, утяжелением углеводородного состава нефти и обводненнием продукции скважин. Перечисленные факторы вызывают ряд осложнений технологического характера, одно из которых -образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в условиях добычи стойких водонефтяных эмульсий. Образование отложений приводит к уменьшению производительности и эффективности работы нефтепромыслового оборудования и соответственно требует поиска оптимальных методов борьбы.

Многочисленными исследованиями было установлено, что на образование АСПО оказывают влияние следующие факторы: количественный и качественный состав нефти, снижение давления по стволу скважины до давления насыщения и последующее разгазирование нефти, снижение давления по стволу скважины до давления насыщения и последующее разгазирование нефти, шероховатость стенок металлических труб, скорость движения газожидкостной смеси, обводненность скважины и образование эмульсии, механические примеси, в виде сульфида железа, минеральных частиц породы, привнесенные с добываемым пластовым флюидом, могут выступать дополнительными центрами кристаллизации. [13].

Основной причиной образования парафиновых отложений является наличие в нефти высокомолекулярных углеводородов (УВ), в первую очередь метанового ряда (парафинов), склонных к структурообразованию. Выделение твердой фазы парафина зависит от температуры, его концентрации, наличия естественных и синтетических ПАВ. Парафиновые углеводороды в нефтях могут находиться в двух состояниях: в растворенном и во взвешенном (в виде отдельных кристаллов). Твердые парафиновые УВ содержаться во всех нефтях, однако содержание их колеблется в широких пределах. Выделяют высокопарафинистые (более 6 % масс.), парафинистые (до 6 % масс.) и малопарафинистые нефти (до 1,5 % масс.). Нефти с высоким содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов менее склонны к формированию отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового ряда с нормальной углеводородной цепочкой.

Для оценки количества образующегося парафина на металлической поверхности нами был использован метод «Coldfingertest» [4]. В этом методе реализуются все этапы процесса отложения парафинов (АСПО): образование центров кристаллизации, рост и осаждение кристаллов парафина и тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) на охлаждаемой поверхности и их разрушение (диспергирование) под действием нефти, содержащей ингибитор АСПО.

Для получения корректных результатов по накоплению парафинов на поверхности металла надо предварительно определить условия проведения эксперимента, а именно температуру «холодного стержня» и время экспозиции холодного стержня в нефти. Для обеспечения эффективного осаждения парафина на поверхности необходимо, чтобы температура поверхности была ниже температуры насыщения нефти парафином:

t <  t                                                (¹)

хс     ннп

, где  tхс,  tннп – температура поверхности холодного стержня и температура насыщения нефти парафином, 0С

Для оценки интенсивности накопления АСПО в зависимости от температуры холодного стержня из нефти Яро – Яхинского НГКМ были проведены эксперименты по накоплению АСПО при различных температурах холодного стержня и определены температуры плавления АСПО и состав.

Температура насыщения нефти Яро-Яхинского НГКМ находится в интервале 45-47 0С.

Кинетику накопления парафина на «холодном стержне» исследовали с использованием следующей методики [5].

В химические ячейки (размеры ø36 мм длина 130 мм) наливали равные количества исследуемой нефти (80 мл). В испытаниях использовали 4 ячейки. Наполненные нефтью ячейки помещали в водяную баню при температуре заведомо выше температуры насыщения нефти парафином (50 0С). Далее, в ячейки опускали «холодные стержни» (ø15 мм, длина 110 мм, материал - сталь). Длина рабочей поверхности составляла 70 мм. «Холодный стержень» присоединялся к циркуляционному термостату – криостату. Затем устанавливали необходимые температуры внешнего термостата и «холодного стержня». Температура внешней стенки «холодного стержня» устанавливали 15, 25, 30, 40, 55 0С, а температура внешнего обогрева - 60 0С, что было выше температуры насыщения нефти парафином на ~15 0С. Общее время экспозиции «холодного стержня» составляло 4 часа. Через определенные промежутки времени «холодные стержни» вынимали, а сформировавшиеся отложения переносили в стаканы для взвешивания, после взвешивания, собранный АСПО возвращали в ячейку с нефтью. Эта процедура была необходима для того чтобы не нарушать материальный баланс по парафину нефти.

В таблице 1 и на рис. 1 представлены результаты по накоплению парафина из нефти Яро-Яхинского НГКМ.

Таблица 1 - Кинетика накопления парафина из нефти Яро-Яхинского НГКМ на холодном стержне

Время, мин	Температура холодного стержня
	15 0С	25 0С	30 0С	40 0С	55 0С
	Масса АСПО, г
0	0.224	0.239	0.223	0.206	0.173
20	0.605	0.438	0.402	0.347	0.171
60	0.732	0.657	0.587	0.434	0.174
90	0.775	0.744	0.653	0.498	0.18
120	0.792	0.765	0.711	0.533	0.179
180	0.812	0.779	0.749	0.661	0.1715
240	0.821	0.793	0.785	0.719	0.185

Рисунок 1 – Кинетика накопления АСПО на «холодном стержне» в зависимости от его температуры

При снижении температуры «холодного стержня» масса накапливаемого парафина увеличивается и за время более 120 -150 мин выходит на стационарный уровень. Масса нефти на поверхности «холодного стержня», массу которую надо учитывать при тестировании ингибиторов АСПО для этого стержня и нефти равна 0,176 г

Для корректной оценки действия ингибиторов, тестирование необходимо проводить при температуре «холодного стержня» 20 0С и времени экспозиции 4 часа. Эти параметры выбраны по условию практической завершенности процесса накопления парафина.

Максимальную долю образовавшегося парафина на холодном стержне от общего количества парафина в нефти оценивали по формуле:

δ =

^M i^t

V ⋅ ρ ⋅ x _p

2.6)

где M i - масса парафина осевшего на холодном стержне при температуре t;

• V – объем нефти в ячейке;

• ρ - плотность нефти, г/мл;

• x _p – массовая доля парафина в нефти

Таблица 2 – Полученные результаты

t, 0С	δ, %
15	0,11
20	0,107
30	0,107
40	0,099

Полученные результаты свидетельствуют о том, что добыча и транспорт нефти Яро - Яхинского месторождения будет осложняться отложениями АСПО. На сегодняшний день существует ряд технологий, позволяющих бороться с таким видом осложнения при добыче и транспортировке скважинной продукции, которые можно разделить на технологии удаления (в основном скребкование и использование растворителей) и технологии предупреждения (использование ингибиторов парафиноотложения).