РАЗРАБОТКА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Рогачев М.К.¹, Хайбуллина К.Ш.²

¹ Профессор, доктор технических наук, ² Аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

РАЗРАБОТКА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Аннотация

В статье представлены результаты исследований по разработке химического состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтяных скважинах. Показана эффективность разработанного растворителя АСПО, приведен расчет его моющей, диспергирующей и растворяющей способностей.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, депрессорно-диспергирующая присадка, моющая, диспергирующая, растворяющая способность.

 

Rogachev M.K.¹, Khaibullina K.Sh.²

¹ Professor, PhD in Engineering, Postgraduate student, National Mineral Resources University (Mining University)

DEVELOPMENT OF THE CHEMICAL COMPOSITION FOR REMOVAL OF ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS IN OIL WELLS

Abstract

In article are described results of researches on development of a chemical composition for removal of the asphaltene-resin-paraffin deposits (APPD) in oil wells. Efficiency of the developed ARPD solvent was shown. The washing, dissolving and dispersing abilities were calculated.

Keywords: asphaltene-resin-paraffin deposits, depressant and dispersant additives, washing, dispersing and dissolving abilities

В процессе эксплуатации нефтяных скважин при понижении температуры и давления происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности нефтепромыслового оборудования, а также в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Состав и прочность АСПО зависят, в первую очередь, от состава и свойств пластовых флюидов, геолого-физических и технологических условий разработки конкретного нефтяного месторождения. АСПО при добыче нефти состоит в основном из парафина, смол, асфальтенов, воды, песка и неорганических солей [1].

Существуют два способа борьбы с АСПО: предупреждение и удаление отложений. Наиболее распространенным считается удаление АСПО с помощью химических растворителей. Для того чтобы выбрать растворитель необходимо знать тип отложений. АСПО – многокомпонентное вещество, поэтому на сегодняшний день применяют комплексные растворители, включающие в себя ароматические и алифатические углеводороды. В состав растворителей могут входить поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые способны создавать на металлической поверхности скважинного оборудования гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина к металлу.

Нами проведены исследования по разработке высокоэффективного химического состава (углеводородного растворителя) для удаления АСПО в нефтяных скважинах. В экспериментах использовались образцы АСПО парафинистого типа, следующего состава: асфальтены - 0,52-1,07%; парафины - 50,5-78,3%; смолы - 2,55-7,68%; механические примеси - 0,13-3,71%). Тип отложений определялся по методике Маркуссона [2].

В качестве компонентов углеводородного растворителя были выбраны дизельное топливо и толуол. Дизельное топливо состоит в основном из парафиновых углеводородов. В качестве ароматического углеводорода был выбран толуол, обладающий высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтосмолистым веществам в составе АСПО.

Наглядно можно показать эффективность реагентов для удаления АСПО с помощью построения графика эффективности бинарных растворителей (ГЭБР). Данную методику применяют для оценки моющей, растворяющей и диспергирующей способностей растворителя [3].

Исследования по оценке моющей, растворяющей и диспергирующей способностей растворителя проводились по «Методике определения эффективности реагентов для удаления АСПО» (методика «корзинок»), предложенной ОАО «НИИнефтепромхим» [4].

При обработке результатов проводился расчет моющей, диспергирующей и растворяющей способностей растворителя. Моющая способность растворителя определяется как отношение разности между исходной массой образца АСПО, помещенного с корзинку, и массой АСПО, оставшегося в корзинке после проведения эксперимента [5]. Чем выше значения этого показателя, тем выше эффективность растворителя. Диспергирующая способность растворителя определяется как отношение массы остатка АСПО на фильтре к исходной массе образца АСПО в корзинке [6]. Она характеризует способность растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Растворяющая способность растворителя определяется как отношение разности между массой растворенных и диспергированных отложений к исходной массе образца АСПО [5].

При разработке растворителя были выбраны ароматические, алифатические углеводороды (толуол, дизельное топливо) и поверхностно-активное вещество (депрессорно-диспергирующая присадка - ДДП). ДДП добавляли от 0,1 до 3 % и оценивались моющая, диспергирующая и растворяющая способности растворителя с добавлением и без добавления присадки. На рисунке 1 представлены показатели эффективности растворителя АСПО (моющая, диспергирующая и растворяющая способности) в зависимости от различных концентраций ДДП в его составе.

Рисунок 1 – Эффективность растворителя АСПО с добавлением и без добавления ДДП

Как видно из рисунка 1, наибольшая эффективность, при которой значения моющей и диспергирующей способностей показывают наибольшие значения, достигается при добавлении 3% ДДП в растворитель. Моющая способность растворителя при добавлении 3% ДДП возросла почти в 1,8 раз, по сравнению с растворителем, в котором депрессорно-диспергирующая присадка отсутствовала. Диспергирующая способность увеличилась в 11,8 раз. Однако растворяющая способность уменьшилась (в 6,3 раз).

Максимум моющей и максимум диспергирующей способностей означает, что данный растворитель можно применять лишь только для промывок насосно-компрессорных труб (НКТ) в динамических условиях (то есть с циркуляцией растворителя, предотвращающей возможность осаждения диспергированных АСПО) [3]. Использование данного растворителя для обработки призабойной зоны пласта не рекомендуется, так как есть большая вероятность, что диспергированные частицы АСПО могут закольматировать поровое пространство пласта.

При использовании методики «корзинок» нужно учитывать, что растворитель действует на АСПО со всех сторон, в то время как в реальных условиях в нефтегазопромысловом оборудовании контакта со всех сторон не обнаруживается.

Поэтому были проведены исследования процесса удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «Холодный стержень», для того чтобы обеспечить «стеночный эффект» и приблизить условия образования АСПО к реальным [7].

Устанавливалась температура бани 37°С (пластовая температура исследуемого месторождения), температура холодного стержня составляла 2°С (средняя температура стенок НКТ в зимнее время).

Образец АСПО предварительно расплавлялся. Затем холодный стержень опускался в стаканчик с расплавленным образцом АСПО, засекалось время (2 минуты). При нанесении АСПО на металлическую поверхность в расплавленном виде происходит сцепление кристаллов парафина с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Затем холодные стержни опускались в растворители при различных концентрациях компонентов на определенный промежуток времени. Максимальное время нахождения холодного стержня в растворителе составляло 24 часа. Оценивалась моющая способность растворителя по изменению массы АСПО на холодном стержне до и после эксперимента.

Рисунок 2 – Моющая способность растворителя АСПО при различных концентрациях его компонентов (дизельного топлива, толуола и ДДП)

Из рисунка 2 видно, что после добавления ДДП моющая способность растворителя значительно возросла (практически в 2 раза).

Результаты исследований по методу «Холодного стержня» подтверждают исследования, проведенные по методике «корзинок». На рисунке 3 представлены результаты, полученные по двум этим методикам.

Рисунок 3 – Моющая способность растворителя АПО по методу ХС и методу «корзинок»

Как видно из рисунка 3, моющая способность растворителя АСПО по методике «корзинок» оказалась выше, чем по методу ХС. Это объясняется тем, что по методике «корзинок» растворитель действует на образец АСПО со всех сторон, тогда как в реальных скважинных условиях всестороннего контакта растворителя с АСПО не происходит (этим условиям в большей степени соответствует метод ХС).

После добавления к растворителю ДДП происходит значительное увеличение его моющей и диспергирующей способностей, тем самым повышается поверхностная активность растворителя и эффект диспергирования АСПО. Уменьшая поверхностное натяжение, раствор смачивает образец АСПО, проникая в трещины и поры, при этом снижается сцепляемость его частиц. Установка «Холодный стержень» для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности обеспечивает «стеночный эффект» и приближает условия образования АСПО к реальным скважинным условиям. Исследования по методу ХС показали результаты, сопоставимые с результатами по методике «корзинок». Моющая способность растворителя при добавлении депрессорно-диспергирующей присадки, рассчитанная по методу ХС и методике «корзинок», в 2 раза выше результатов эксперимента без добавления ПАВ в растворитель. Однако растворяющая способность, рассчитанная по методике «корзинок» уменьшилась после добавления присадки.

Вывод

В результате проведенных исследований разработан химический состав, отличающийся высокими моющей и диспергирующей способностями по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям, что позволяет рекомендовать его для удаления этих отложений в нефтяных скважинах (для промывок внутрискважинного оборудования). Для обработки призабойной зоны пласта использование данного растворителя не рекомендуется из-за опасности  закольматирования порового пространства пласта диспергированными частицами АСПО.\

Литература

1. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. … докт. тех. наук: 25.00.17 / М.К. Рогачев; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. – Уфа, 2002. – 312 с.
2. Дияров И. Н., Батуева И. Ю., Садыков А. Н., Солодова Н. Л. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов. Л. : Химия, 1990. стр. 240.
3. Строганов В. М., Турукалов М. Б. Экспресс-методика подбора эффективных растворителей асфальтено-смоло-парафиновых отложений // OilGas. - 2007. - №8. - С. 44-48.
4. Методика определения эффективности реагентов для удаления асфальтено-смолопарафиноотложений.–Казань: ОАО «НИИнефтепромхим», 1998. – 3 с.
5. Турукалов М.Б. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений: Автореф. дис. … канд. хим. наук: 02.00.13 / Краснодар: Кубан. гос. технол. ун-т, 2007. – 24 с.
6. Щербаков Г.Ю. Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарфиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 30.09.2015. — Санкт-Петербург, 2015. — 113 с.
7. Лабораторная методика оценки эффективности растворителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Герасимова Е.В., Ахметов Е.В., Десяткин А.А., Красильникова Ю.В. б.м. : Нефтегазовое дело, 2010 г.

References

1. Rogachyov M. K. Physical and chemical methods of improvement of processes of oil production in the complicated conditions: dis. … doctor of technical Sciences: 25.00.17 / M. K. Rogachyov; Ufa state petroleum technological university. – Ufa, 2002. – 312 p.
2. Diyarov I. N., Batuyeva I. Yu., Sadykov A. N., Solodova of N. L. Himiya of oil. The management to laboratory researches: Manual for higher education institutions. L.: Chemistry, 1990. p. 240.
3. Stroganov V. M., Turukalov of M. B. Express-metodik of selection of effective solvents of the asphaltene resin paraffin deposits//OilGas. - 2007. - No. 8. - Pages 44-48.
4. A technique of determination of efficiency of reagents for removal of asphaltene resin paraffin deposits. – Kazan: JSC Niineftepromhim, 1998. – 3 p.
5. Turukalov M. B. Criteria of a choice of effective hydrocarbonic solvents for removal the asphaltene resin paraffin deposits: Abstract. dis. … Candidate of Chemistry: 02.00.13 / Krasnodar: Kuban state technological university, 2007. – 24 p.
6. Scherbakov G. Yu. Justification of technology of removal the asphaltene resin paraffin deposits in wells with use of solvent and an optical control method of process: dis. … Cand.Tech.Sci.: 25.00.17: it is protected 30.09.2015. — St. Petersburg, 2015. — 113 p.
7. Laboratory technique of an assessment of efficiency of solvents of asphaltene resin paraffin depositss. Gerasimova E.V., Akhmetov E.V., Desyatkin A.A., Krasilnikova Yu.V. B. m: Oil and gas business, 2010.