THE RESEARCH OF THE EFFECT OF MAGNETIC FIELD ON THE TEMPERATURE PARAFFINIC BASE URMANSKOYE OIL FIELD

Рогачев М.К.¹, Кузьмин М.И.², Рощин П.В.³, Васкес Карденас Л.К.⁴

¹Профессор, доктор технических наук, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»; ²Кандидат технических наук, ООО «Газпромнефть НТЦ»; ³Аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»; ⁴Студент, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА ТЕМПЕРАТУРУ НАСЫЩЕНИЯ ПАРАФИНОМ НЕФТИ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аннотация

В данной статье рассматривается вопрос влияния магнитного поля на температуру насыщения нефти парафином. Описана методика исследований, проведенных на установке «FLASS» (Vinci Technologies) по изучению образования и отложения парафинов и асфальтенов в нефти. Результаты исследований показали существенное увеличение температуры насыщения парафином нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения под воздействием магнитного поля.

Ключевые слова: температура насыщения нефти парафином, намагниченность, скважина.

Rogatchev M.K.¹, Kuzmin M.I.², Roshchin P.V.³, Vasques CardenasL.K.⁴

¹Professor, Doctor of Engineering Science, National mineral resources university; ²PhD, LLС «Gazpromneft STC»; ³ Student of PhD course, National mineral resources university

⁴Student, National mineral resources university

THE RESEARCH OF THE EFFECT OF MAGNETIC FIELD ON THE TEMPERATURE PARAFFINIC BASE URMANSKOYE OIL FIELD

Abstract

This article discusses the influence of magnetic field on the saturation temperature of the wax oil. A technique for research conducted at the facility «FLASS» (Vinci Technologies) to study the formation and deposition of wax and asphaltenes in crude oil. The results showed a significant increase in the saturation temperature of wax oil from Paleozoic sediments Urmanskoye field under the influence of a magnetic field.

Key words: wax paraffin oil saturation temperature, magnetization, well.

Ранее проведенными исследованиями была выявлена аномально высокая намагниченность металлических насосно-компрессорных труб в скважинах Урманского нефтяного месторождения, вскрывших карбонатные отложения палеозоя, которая является дополнительным фактором, оказывающим существенное влияние на процесс коррозии металла [1, 2].

В последующих исследованиях удалось установить влияние магнитного поля на вязкость нефти из этих же отложений Урманского месторождения. Как показали результаты реологических исследований, вязкость нефти из этих отложений снижается с ростом величины магнитной индукции, тогда как для нефти из юрских отложений этого же месторождения влияние магнитного поля на вязкость отмечено не было [3]. По нашему мнению, полученные результаты реологических исследований можно объяснить различиями как в компонентном составе исследованных нефтей, так и в минеральном составе пород объектов разработки палеозойских и юрских отложений. Согласно исследованиям К.И.Багринцевой, А.Н.Дмитриевского, Р.А.Бочко [4], в составе пород палеозойских отложений установлено содержание таких породообразующих ожелезненных минералов, как анкерит (Ca(Mg,Fe)[СО₃]) и сидерит (FeCO₃). Данные минералы способны намагничиваться за счет воздействия на них магнитного поля, что было представлено в эксперименте. Кроме того, данные минералы способны намагничиваться за счет естественного магнитного поля Земли, а именно при остывании расплавленных минералов и горных пород и переходе их температуры через точку Кюри они намагничиваются окружающим магнитным полем, приобретая начальную остаточную намагниченность.  В юрских отложениях Западной Сибири данных минералов не обнаружено. Это дает возможность утверждать о явлении намагниченности скважинной продукции палеозойских отложений за счет породообразующих ожелезненных минералов (сидерит и анкерит). Установленную зависимость влияния магнитного поля на вязкость скважинной продукции необходимо учитывать при выборе режимов работы скважин на месторождениях с проявлением намагниченности подземного оборудования.

В настоящей работе представлены результаты исследований влияния магнитного поля на температуру насыщения парафином нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения, которые проводились на современной высокотехнологичной установке «FLASS» (Vinci Technologies). Эта установка предназначена для изучения процессов образования твердых веществ (парафинов и асфальтенов) в нефти с моделированием термобарических условий, максимально приближенных к пластовым. Исследования могут проводиться в широких пределах температур (от -20°C до +180°C) и давлений (до 68 МПа). Установка «FLASS» позволяет идентифицировать кристаллы парафина и твердые тела асфальтенов, следить за изменением их размера и морфологии в зависимости от температуры, давления и времени, а также оценивать эффективность различных химических обработок.

Для проведения экспериментальных исследований по облучению импульсным магнитным полем устьевых проб высокопарафинистой нефти Урманского месторождения (содержание парафинов около 8% масс.) была использована установка импульсного намагничивания «ИЛ 100-30».

Последовательность проведения исследований:

1. Нефть помещается в полипропиленовую емкость объемом 250 мл.

2. Образец помещается в индуктор установки.

3. Обработка образца производилась магнитным импульсом с индукцией до 2,0 Тл  десять раз.

4. Исследование условий образования и выпадения парафинов в нефти проводились на установке «FLASS».

Система «FLASS» (рис.1) позволяет проводить качественный и количественный анализ с полным описанием условий осаждения асфальтенов, парафинов (давление, температура, морфология, визуализация, изменение структуры и т.д.). 

Система включает в себя 3 вида оборудования для исследования осаждения твердых частиц в пробе пластового флюида [5].

1) Микроскоп высокого давления (HPM) для визуализации осаждения парафинов и асфальтенов. Система позволяет идентифицировать твердые частицы и контролировать изменения в размере и морфологии кристаллов парафина и твердых частиц асфальтенов как функцию температуры, давления, времени и влияния обработки различными реагентами (СО₂, ингибиторы и т.д.).

2) Лазерная система обнаружения твердых частиц (SDS) – используется для исследований условий начала процесса осаждения в пластовом флюиде.

3) Система фильтрации HPHT для определения количества твердых частиц в образце флюида при различных PVT-условиях.

Рис. 1 - Внешний вид и компоненты установки FLASS

Образец дегазированной нефти Урманского месторождения со скважины 116Г куста 4, эксплуатирующей пласты М+М₁ – карбонатные отложения палеозоя,  был отобран и подготовлен в соответствии с указаниями и рекомендациями компании «Vinci Technologies» и разделен на две идентичные пробы №1 и №2. Затем было произведено центрифугирование разогретых проб, и проба №2 была подвергнута воздействию магнитным полем.

Лабораторные исследования процесса образования парафина в пробе нефти №1 (образец нефти без магнитного воздействия) и в пробе нефти № 2 (образец нефти с предварительным магнитным воздействием) выполнялись при следующих термобарических условиях:

• давление (постоянное): 3,27 МПа;
• температура: снижение от 105°C (пластовая температура Урманского месторождения) до 20°C.

Для определения условий выпадения парафинов в скважине был применен изобарический метод, при котором давление в системе поддерживается постоянным, а температура меняется в заданном интервале. Исходя из данных по скважине, была выбрана одна точка 3,27 МПа – точка давления насыщения пластовым газом, для изучения состояния нефти при снижении температуры при подъеме по стволу скважины. Точка начала выпадения парафина – это температура, после которой показания системы SDS идут в виде резкого уменьшения интенсивности проходящего света от лазерного источника.

Результаты исследований в виде зависимостей светопроницаемости (отношение интенсивности проходящего света к интенсивности падающего света от лазерного источника) для образцов нефти Урманского месторождения до и после магнитного воздействия представлены на рис.2

Рис. 2 - Результат определения температуры  насыщения парафином нефти Урманского месторождения до (1) и после (2) магнитного воздействия

Из графиков на рис.2 видно, что при изобарическом снижении температуры интенсивность света от лазерного источника, проходящего через измерительную ячейку с образцом исходной нефти (проба №1 без магнитного воздействия), начинает резко снижаться при 80,5°C,  в то время как для измерительной ячейки с образцом нефти после магнитного воздействия (проба №2) это происходит при более высокой температуре 92,3°C. Таким образом, если для исследуемой нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения температура насыщения парафином составляет 80,5°C, то после магнитного воздействия она увеличилась на 11,8°C.         

Выводы

1. Магнитная обработка высокопарафинистой нефти из палеозойских отложений Урманского месторождения влияет на процесс образования в ней парафинов, а именно повышает температуру насыщения нефти парафином.

2. Выявленный эффект увеличения температуры насыщения нефти парафином при воздействии магнитного поля необходимо учитывать при выборе режимов работы скважин на месторождениях с проявлением намагниченности подземного оборудования.

Литература

1. Исследование влияния намагниченности насосно-компрессорных труб на скорость их коррозии в скважинах Урманского нефтяного месторождения / М.И.Кузьмин, Н.М.Катрич, Р.Р. Гумеров, С.А. Шадымухамедов, А.Ю. Карпов, М.К. Рогачев // Журнал «Нефтяное хозяйство», 2012. – №12. – С.66-68.

2. Кузьмин М.И., Рогачев М.К. О необходимости учета остаточной намагниченности насосно-компрессорных труб при выборе технологий ингибирования коррозии внутрискважинного оборудования на Урманском нефтяном месторождении / Журнал «Инженер-нефтяник», 2013. - №1. – С.62 – 65.

3. Рогачев М.К., Кузьмин М.И. Механизм влияния магнитного поля на реологические свойства нефти палеозойских отложений / Материалы международного семинара «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли», посвященного памяти А.Х. Мирзаджанзаде. – Уфа: АН РБ, 2012. – С.54-58.

4. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа ВосточноЕвропейской и Сибирской платформ / Под ред. К.Багринцевой. – М., 2003. – 264 с.

5. Vinci Technologies. Flow Assurance System. Operating Manualvers. 2.4.2. 2012.