Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальт о-смоло-парафиновых отложений
На правах рукописи
Турукалов Михаил Богданович
Критерии выбора эффективных
УГЛЕВОДОРОДНЫХ растворителей для удаления
асфальто-смоло-парафиновых отложений
Специальность 02.00.13 – «Нефтехимия»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата химических наук
Краснодар-2007
Работа выполнена на кафедре технологии нефти и экологии ГОУВПО «Кубанский государственный технологический университет»
Научный руководитель: доктор технических наук, профессор
Ясьян Ю.П.
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Переверзев А.Н.
кандидат химических наук,
Горлов С.Г.
Ведущая организация: Инженерно-технический центр
ООО «Астраханьгазпром»
Защита состоится «13» ноября 2007 г. в 14.30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.100.01 Кубанского государственного технологического университета по адресу: г. Краснодар, ул. Красная, 135, ауд. 174
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Кубанского государственного технологического университета по адресу:
350072, г. Краснодар, ул. Московская, 2А
Автореферат разослан «___» октября 2007 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
кандидат химических наук, доцент Кожина Н.Д.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Добыча и транспортировка нефти часто осложняются образованием отложений тяжелых органических соединений, главным образом асфальтенов, парафинов и смол. Последствия образования асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) выражаются в снижении межремонтного периода работы скважин, необходимости постоянного проведения мероприятий по предотвращению образования и удалению отложений и общем удорожании процессов добычи и транспортировки нефти.
К настоящему времени предложено множество методов, позволяющих с большей или меньшей успешностью предотвращать образование или удалять отложения. Химическое удаление АСПО углеводородными растворителями является широко применяемым методом, позволяющим эффективно очищать насосно-компрессорные трубы (НКТ) скважин и полностью удалять отложения, образующиеся в призабойной зоне пласта (ПЗП). Тем не менее, данный метод не является универсальным из-за необходимости подбирать химический состав растворителя применительно к конкретным АСПО и наличия ряда дополнительных факторов, определяющих экономические показатели применения растворителей.
Сдерживает широкое внедрение растворителей также отсутствие простой в осуществлении методики подбора их состава. Имеющиеся в литературе рекомендации по разработке углеводородных растворителей сложны и дороги в применении. Кроме того, в научно-технической литературе мало работ, посвященных критериям применимости различных методов и технологий предотвращения образования и удаления АСПО в целом, и критериям применимости растворителей в частности.
Цель работы. Целью настоящей работы является научное обоснование выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования. В соответствии с поставленной целью определены основные задачи научных исследований:
- Теоретическое и экспериментальное исследование процессов растворения и диспергирования АСПО в углеводородах различных классов и в их смесях. Установление направлений процессов растворения и диспергирования различных компонентов АСПО.
- Анализ общих тенденций и текущего состояния научных исследований в области разработки углеводородных растворителей; анализ существующих методик подбора химического состава эффективных растворителей для удаления АСПО.
- Разработка адекватной и простой в осуществлении методики подбора химического состава эффективного углеводородного растворителя для удаления АСПО, а также практическая проверка разработанной методики.
- Анализ опыта борьбы с АСПО и выработка универсальных критериев применимости растворителей для удаления отложений. Выработка рекомендаций по применению растворителей для удаления АСПО.
Научная новизна работы заключается в следующем:
- Впервые предложен научно-обоснованный выбор эффективных растворителей АСПО, учитывающий химический состав и физическую структуру отложений, а также физико-химические процессы их растворения и диспергирования в углеводородных смесях. Эффективность растворителей оценивалась на основе теоретического и экспериментального исследования химической природы компонентов АСПО и учета их роли в формировании отложений, а также изучения закономерностей их поведения в различных растворителях.
- Исследованы направления действия углеводородного растворителя на АСПО. Установлено, что разрушение АСПО включает параллельно протекающие процессы растворения и диспергирования. Преобладание растворения или диспергирования определяется химическим составом отложений и групповым составом растворителя. Общая эффективность растворителя по отношению к АСПО также определяется составом отложений и составом растворителя. Максимальная эффективность соответствует области, отвечающей синергетическому эффекту состава растворителя, то есть вполне определенному соотношению алкановых и ароматических углеводородов, индивидуальному для каждого АСПО.
- На основе анализа опыта борьбы с АСПО, исследования химического состава проб нефти и АСПО, анализа параметров работы скважин и геолого-физических условий месторождения, моделирования и расчетов параметров отложения была разработана классификация случаев образования АСПО. В дальнейшем на основе классификации были выработаны универсальные критерии применимости различных методов предотвращения образования и удаления отложений.
Практическая значимость работы состоит в следующем:
- Разработана оперативная методика подбора химического состава углеводородных растворителей АСПО. Предлагаемая методика характеризуется адекватностью и точностью получаемых результатов. Методика заключается в построении графика эффективности бинарных углеводородных смесей и позволяет в короткие сроки установить область наиболее эффективного группового состава растворителя. Затраты на разработку растворителя в соответствии с предлагаемой методикой значительно ниже по сравнению с другими методиками.
- Рекомендована методика оценки эффективности углеводородных растворителей АСПО к использованию в качестве стандартной. Методика основана на статическом режиме исследований и характеризуется низкой ошибкой эксперимента и высокой точностью получаемых результатов.
- Выработаны универсальные критерии применимости растворителей и определена область случаев образования АСПО, для которой объективно рекомендован химический метод удаления отложений с помощью растворителей. Предложенные критерии не только позволяют рекомендовать или не рекомендовать применение растворителей для удаления АСПО, но также могут быть использованы при подборе любых применяемых в настоящее время методов предотвращения образования и удаления отложений вне зависимости от геолого-физических условий месторождения и способа добычи нефти.
- Выбрана перспективная технологическая схема обработки добывающих скважин растворителями. Технология основана на циркуляции растворителя по замкнутому контуру затрубное пространство-НКТ-затрубное пространство и имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с другими технологическими схемами.
- Подобран химический состав углеводородных растворителей АСПО для Холмского, Ахтырско-Бугундырского и Хасырейского месторождений, а также для шлама, оседающего на дно железнодорожных цистерн при транспортировке нефти. Внедрение углеводородных растворителей АСПО позволит снизить трудоемкость удаления отложений, значительно уменьшить время, затрачиваемое на очистку НКТ и улучшить экономические показатели добычи нефти. Внедрение растворителя с хорошей растворяющей способностью осадка из цистерн, позволит снизить потери нефти и существенно улучшит экономику транспортировки нефти по железной дороге.
Апробация работы. Результаты работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», состоявшейся с 24 по 29 апреля 2006 года в Геленджике; научной конференции с международным участием «Научные исследования высшей школы» 2-12 декабря 2006 года Испания, Марокко, Тенерифе, Мадера; II Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», состоявшейся с 21 по 26 мая 2007 года в Геленджике.
Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 8 научных публикациях.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованных источников из 119 наименований, изложена на 156 страницах машинописного текста, иллюстрирована 48 рисунками и 17 таблицами.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи научных исследований и приведена общая характеристика работы.
В первой главе диссертации рассмотрены химический состав и физическая структура АСПО, проанализированы механизмы образования органических отложений при добыче нефти, рассмотрены способы предотвращения образования и удаления АСПО, подробно проанализированы химические способы удаления АСПО, в частности, применение органических растворителей. В упомянутых областях работали/работают: Бабалян Г.А., Болтышев А.И., Галонский П.П., Головко С.Н., Доломатов М.Ю., Кострюков Г.В., Люшин С.Ф., Мазепа Б.А., Нагимов Н.М., Намиот А.Ю., Непримеров Н.Н., Рахимов М.Н., Рогачев М.К., Сизая В.В., Стрижев К.В., Тронов В.П., Унгер Ф.Г., Фокеев В.М., Шакирзянов Р.Г., Шамрай Ю.Р., Шарифулин А.В., Шерстнев Н.М., Leontaritis K.J., Mansoori G.A., Mullins O.C., Nellensteyn F. J., Pfeiffer J.P., Speight J.G., Yen T.F. В конце главы сформулированы цель и задачи диссертационной работы.
Во второй главе описаны объекты и методы исследований, а также проанализировано текущее состояние проблем, связанных с образованием АСПО.
В качестве объектов были выбраны отложения из скважин Холмского (АСПО-1), Ахтырско-Бугундырского (АСПО-2), Хасырейского (АСПО-3) месторождений, и шлам, оседающий на дне железнодорожных цистерн при транспортировке нефти (АСПО-4).
Содержание механических примесей в АСПО определяли по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей». Далее стандартным экстракционным методом последовательно определяли содержание в АСПО асфальтенов, парафинов и смол. После определения содержания механических примесей, асфальтенов, парафинов и смол в АСПО, содержание тяжелых масел принималось как остаток. Показатели исследованных отложений приведены в таблице 1.
В ходе проведения лабораторных исследований были использованы следующие вещества, продукты и реагенты: н-гексан квалификации Ч по ТУ 6-09-3375-78; гексен-1 квалификации Ч по ТУ 6-09-3812-74; толуол квалификации Ч для синтеза по ТУ 2631-007-44493179-97; бензин экспортный технологический марки А1 по ТУ 38.001500-2001; этилбензольная фракция ТУ 2414-015-05757601-98 с изм. №1,2; простой полиэфир Лапрол-5003 по ТУ 2226-008-10488057-94; Синтанол АЛМ-2 по ТУ 2483-005-71150986-2006; Синтанол АЛМ-7 по ТУ 2483-004-71150986-2006; Синтанол АЛМ-10 по ТУ 2483-003-71150986-2006; Суперконцентрат полиэфирный по ТУ 2458-004-10075157-03; реагент-деэмульгатор нефтяных эмульсий Геркулес 1017 по ТУ 38.401-58-225-98.
Таблица 1 – Состав и плотность исследованных АСПО
| АСПО | Содержание асфальтенов, % масс. | Содержание смол, % масс. | Содержание парафинов, % масс. | Содержание тяжелых масел, % масс. | Содержание мех. примесей, % масс. | Содержание воды, % масс. | Плотность, г/см3 |
| АСПО-1 | 59,7 | 15,1 | 19,3 | 2,0 | 3,9 | 0,0 | 0,98 |
| АСПО-2 | 10,5 | 24,8 | 56,7 | 5,4 | 2,6 | 0,0 | 0,93 |
| АСПО-3 | 27,6 | 19,0 | 21,2 | 31,6 | 0,6 | 0,0 | 0,89 |
| АСПО-4 | 0,9 | 7,4 | 38,6 | 53,0 | 0,1 | 0,0 | 0,82 |
Проанализировав различные методы исследования эффективности растворителей, было принято решение определять моющую, растворяющую и диспергирующую способность углеводородных смесей в статическом режиме для обеспечения максимальной точности получаемых результатов и исключения составляющей ошибки эксперимента, обусловленной возможным несовпадением условий проведения опытов.
Образец АСПО расплавляли, гомогенизировали и формировали в виде цилиндра диаметром 13 мм и высотой 20 мм. Образец взвешивали и помещали в корзиночку из стальной сетки с размером ячейки 1,0x1,0 мм. Диаметр корзиночки 50 мм, высота – 20 мм. Корзиночку с навеской АСПО помещали в герметичную ячейку, куда наливали изучаемый растворитель объемом 100 мл. Температура эксперимента 20 0С. Продолжительность эксперимента 2 или 3 часа. По истечении указанного времени корзиночку с оставшейся неразрушенной частью АСПО вынимали и высушивали. Растворитель отфильтровывали от нерастворенного осадка на дне ячейки. Фильтр высушивали. Взвешивали неразрушенную часть АСПО из корзиночки и осадок на фильтре. Моющая способность растворителя определялась как отношение разности между исходной и конечной массой АСПО к исходной массе образца в процентах. Диспергирующая способность определялась как отношение массы осадка на фильтре к массе взятого на анализ образца в процентах. Растворяющая способность определялась как отношение разности между массой разрушенных и диспрегированных отложений к массе взятого на анализ образца в процентах.
В третьей главе приведена оценка текущего состояния работ в области разработки углеводородных растворителей, проанализированы физико-химические аспекты растворения и диспергирования компонентов АСПО в углеводородах различных классов, приведены результаты разработки экспресс-методики подбора состава растворителей АСПО и выработки универсальных критериев их применимости.
Исходя из результатов анализа более пятидесяти литературных источников, посвященных разработке растворителей АСПО и вышедших за последние 10 лет, сделан вывод, что основная масса работ ведется в следующих направлениях:
- поиск дешевых растворителей, производимых из широкодоступного местного сырья. Основная цель – минимизация стоимости растворителя;
- разработка сложных многокомпонентных составов, обладающих высокой эффективностью разрушения АСПО. Цель работ – максимизация эффективности растворителя и расширение границ его применимости по составу АСПО.
Следующим этапом стало теоретическое исследование процессов растворения и диспергирования парафинов, смол и асфальтенов в алканах, нафтенах и в ароматических углеводородах с позиций структуры молекул растворяемого вещества и растворителя. Из литературных данных известно, что наиболее активные растворители по отношению к парафинам – легкие алкановые углеводороды. Смолы способны хорошо растворяться как в алканах, так и в ароматических углеводородах; асфальтены растворимы только в ароматике. Тем не менее, необходимо понять, почему происходит именно так, а не иначе. Результаты представлены на рисунках 1 и 2.
Главным фактором, обуславливающим хорошую растворимость компонентов АСПО в том или ином классе углеводородов, следует признать возможность благоприятной сольватации растворяемого вещества растворителем, протекающую на молекулярном уровне. С учетом данного фактора становится вполне понятным, почему, например, парафины хорошо растворимы в легких алканах: возможность протекания благоприятной сольватации и высокая энергия молекул растворителя.
Рисунок 1 – Растворение парафинов различными углеводородами
На основании результатов проведенного анализа выделены следующие основные процессы, протекающие при действии растворителя на АСПО:
- растворение, всегда протекающее для тяжелых масел, парафинов и смол, а также асфальтенов при наличии достаточного количества ароматических углеводородов в растворителе;
- диспергирование и осаждение, которым подвергаются асфальтены при недостатке ароматических углеводородов в растворителе.
Следовательно, групповой состав (то есть соотношение в растворителе алкановых и ароматических углеводородов) является основным фактором, определяющим его эффективность и действие на АСПО (растворение или диспергирование). Выполненный анализ также позволил установить, что широко распространенные в нефти нафтеновые углеводороды на самом деле являются нежелательными компонентами растворителей, так не способны сольватировать ни парафины, ни смолисто-асфальтеновые вещества. В последствии это было подтверждено экспериментальными данными.
Рисунок 2 – Растворение смол и асфальтенов в углеводородах
Дальнейшие работы проводились в направлении разработки экспресс-методики подбора состава углеводородного растворителя АСПО. Имеющаяся в специализированной литературе методика была проанализирована и выделены ее недостатки. На основе закономерностей растворения и диспергирования компонентов АСПО предложена экспресс-методика подбора состава углеводородных растворителей (рисунок 3).
Отбор проб АСПО и анализ их состава является первым важным шагом в исследованиях по подбору состава растворителя. Необходимо точно знать, какие вещества образуют отложения и, соответственно, что предстоит удалять. На данном этапе важно, во-первых, отобрать отложения в нативном виде, и, во-вторых, максимально быстро определить весь перечень их характеристик, приведенных на рисунке 3. Если отобрано несколько проб АСПО, то определение их состава и прочих характеристик должно быть осуществлено одним методом (в соответствии с действующими стандартами ГОСТ или ASTM) для обеспечения сопоставимости полученных результатов.
Рисунок 3 – Экспресс-методика подбора состава растворителя АСПО
Лабораторные тесты растворителей (определение моющей, растворяющей и диспергирующей способности) рекомендуется проводить в статическом режиме, в котором разрушение испытуемого образца происходит при фиксированной температуре 20 0С только за счет физико-химического воздействия растворителя. Рекомендуемый метод позволяет получить минимальную эффективность растворителя. Реальная эффективность при проведении работ на скважине будет выше за счет динамического режима промывки или подогрева растворителя.
Наиболее важный этап исследований по подбору состава растворителя – экспериментальное получение Графика Эффективности Бинарных Растворителей. ГЭБР строится на основе лабораторных данных по определению моющей, растворяющей и диспергирующей способности бинарных смесей н-гексан-толуол с заданным шагом изменения соотношения компонентов.
Рассмотрим ГЭБР, приведенный на рисунке 4. На графике можно видеть резкое изменение эффективности растворителя с изменением соотношения н-гексан-толуол в его составе. Причем для модельного растворителя, содержащего 40 % толуола и 60 % н-гексана, моющая способность составила 91 %, а растворяющая – 74 % за 2 часа контакта. Следовательно, на ГЭБР сразу видно соотношение алканового и ароматического компонента растворителя, в котором его эффективность максимальна.
Рисунок 4 – График эффективности бинарных растворителей для АСПО-3
На ГЭБР могут быть следующие варианты расположения максимумов кривых:
- максимум моющей способности совпадает с максимумом растворяющей (рисунок 4). Данный случай является оптимальным, а растворитель – универсальным. Его можно применять и для промывки НКТ, и для обработки ПЗП, потому что разрушение АСПО будет заключаться в основном в их растворении и количество образующегося осадка (диспергированных отложений) – минимальным;
- максимум моющей способности совпадает с максимумом диспергирующей. Такой случай хуже из-за того, что наиболее эффективный состав растворителя менее универсален по сравнению с вариантом 1. Состав с максимальной моющей способностью можно рекомендовать лишь для промывок НКТ в динамических условиях (то есть с циркуляцией растворителя, предотвращающей возможность осаждения диспергированных АСПО). Более универсальный вариант состава растворителя, который можно рекомендовать для обработки не только НКТ, но и ПЗП следует выбирать из области ГЭБР, в которой растворяющая способность достаточно высока (однако общая эффективность будет ниже).
Таким образом, на основе ГЭБР появляется возможность достаточно точно подбирать наиболее эффективный (или оптимальный) групповой состав товарного растворителя АСПО (то есть, соотношение алканового и ароматического компонентов в растворителе). Отметим, что групповой состав товарных углеводородных фракций, как правило, известен и приводится в паспорте качества. Поэтому требуемое соотношение товарной алкановой и товарной ароматической фракции в углеводородном растворителе может быть рассчитано достаточно точно на основе паспортных показателей и результатов построения ГЭБР.
Разница во фракционном составе модельного и товарного алифатического и ароматического компонентов не принципиальна с точки зрения эффективности растворителя, так как снижение эффективности растворителя в результате утяжеления его фракционного состава легко компенсируется подогревом перед подачей на скважину.
Подбор ПАВ или их композиций является еще одним важным этапом разработки растворителя. Многие углеводородные растворители АСПО содержат добавки различных ПАВ, вводимых с целью повышения эффективности и придания дополнительных свойств. Специфика работы с данными веществами и некоторые важные условия, которые необходимо соблюсти для обеспечения устойчивого эффекта, требуют проведения детального изучения новых ПАВ, ранее в нефтедобыче не применявшихся. Перечень исследований, которым по нашему мнению необходимо подвергать новые ПАВ, следующий:
- определение эмульгирующей активности;
- определение коррозионной активности;
- определение возможного отрицательного влияния на процессы переработки нефти и качество нефтепродуктов;
- определение биоразлагаемости в условиях окружающей среды.
Одна из основных особенностей при работе с ПАВ заключается в необходимости содержания определенного количества ароматических углеводородов в растворителе. Эта особенность была зафиксирована нами экспериментально. Исследованные нами ПАВ по-разному растворялись в углеводородах. В алканах они образовывали мутные дисперсии; если же в среде присутствовало достаточное количество ароматических углеводородов, то растворение было полным, и образовывался прозрачный раствор ПАВ.
Экспериментально установлено, что мутные дисперсии ПАВ действуют на АСПО значительно хуже, чем идентичная углеводородная основа без ПАВ. Такая зависимость наблюдалась для всех исследованных отложений. Снижение эффективности в результате неполного растворения ПАВ составляло от 20 до 50 %. В то же время, добавив необходимое количество ароматических углеводородов, можно обеспечить полное растворение ПАВ и повышение эффективности смеси более чем на 30 % по сравнению с углеводородной основой без добавки.
Принимать полную растворимость ПАВ за единственный критерий его эффективности нельзя. Потенциальную эффективность ПАВ следует связывать с его структурой, типом и соотношением гидрофильных и гидрофобных групп в молекуле, молекулярной массой, поверхностной активностью на различных границах.
Основные преимущества предложенной нами методики: адекватность (возможность прямого определения оптимального группового состава – главного показателя эффективности растворителя), простые и недорогие исследования, быстрое получение результатов. Данная методика нами использована с целью подбора состава углеводородных растворителей для АСПО Хасырейского месторождения Вала Гамбурцева (Республика Коми) и отложений Холмского и Ахтырско-Бугундырского месторождений Краснодарского края. В процессе подбора состава растворителей были подтверждены положительные качества методики.
Еще одним направлением исследований была выработка универсальных критериев применимости растворителей АСПО. Вначале нами была разработана технологическая (то есть с позиций применения мер предотвращения образования и удаления отложений) классификация случаев образования АСПО. Классификационные признаки объединяют физико-химические параметры АСПО и технологические параметры работы скважин. Предложенная классификация (рисунок 5) построена по фрактальному тринитарному принципу.
Классификация содержит три уровня, каждый из которых дает разветвление на три подуровня, таким образом, общее число классификационных групп достигает 27. Такой принцип построения позволяет классифицировать изучаемую общность объектов (условно на рисунке – область, ограниченная окружностью) на наименьшее число групп. Каждый элемент обозначается двумя цифрами через дефис, первая – номер уровня, вторая – номер подуровня.
Первый уровень классификации отвечает типу отложений: 1 – парафиновый; 2 – смешенный; 3 – асфальтеновый. Второй уровень классификации – межочистной период (МОП) – является мерой интенсивности процесса образования АСПО: 1 – часы; 2 – дни; 3 – недели. Третий уровень отражает дебит скважины: 1 – до 50 м3/сут; 2 – 50-200 м3/сут; 3 – свыше 200 м3/сут; Таким образом, группа случаев образования АСПО 1-12-13-1 объединяет отложения парафинового типа в скважинах с межочистным периодом работы несколько часов и дебитом до 50 м3/сут.
Обозначения: первая цифра – номер уровня; вторая цифра – номер подуровня
Рисунок 5 – Классификация случаев образования АСПО
Тип отложений, дебит скважины и МОП являются не только классификационными признаками случаев образования АСПО, но также важнейшими технологическими критериями, определяющими применимость и потенциальную эффективность тех или иных методов борьбы с отложениями. Критерии подбора методов борьбы с отложениями (тип отложений, МОП, дебит скважины) расположены в порядке уменьшения значимости.
Тип отложений определяет общее направление в подборе технологий по предотвращению и удалению АСПО, то есть возможность или невозможность применения тех или иных методов в рассматриваемом случае. Межочистной период работы скважины в основном вводит ограничения на применение дорогостоящих методов удаления отложений. Применимость ряда технологий предотвращения АСПО ограничена дебитом скважин, который принят нами в качестве третьего критерия подбора методов борьбы с отложениями.
На основании критериев подбора методов борьбы с АСПО и приведенной выше классификации применение углеводородных растворителей рекомендовано в случае парафиновых и смешанных типов отложений для скважин с межочистным периодом работы несколько недель и более. В случае образования асфальтеновых отложений более эффективным методом удаления являются промывки ароматическими растворителями, однако частое их проведение существенно снижает технико-экономические показатели работы скважин с небольшим межочистным периодом.
В четвертой главе приведены результаты разработки углеводородных растворителей АСПО в соответствии с предложенной нами методикой.
Для АСПО-1, АСПО-2 и АСПО-3 были получены ГЭБР (рисунки 4, 6, 7), в соответствии с которыми выбрано оптимальное соотношение алканов и ароматических углеводородов в растворителе. Также были выполнены исследования влияния нафтенов и алкенов на эффективность растворителей. Эффективность смесей циклогексан-толуол показана на рисунке 8.
Рисунок 6 – График эффективности бинарных растворителей для АСПО-1
Рисунок 7 – График эффективности бинарных растворителей для АСПО-2
Рисунок 8 – Эффективность разрушения АСПО-3 смесями циклогексан-толуол
Видно, что эффективность смесей циклогексан-толуол значительно ниже эффективности смесей н-гексан-толуол. Результаты добавки небольшого количества алкенов в растворитель приведены на рисунке 9. Можно видеть, что добавка алкенов ведет к повышению эффективности растворителя, кроме того, максимум эффективности в результате добавки алкенов смещается влево, то есть в область меньшего содержания ароматических углеводородов.
На основе результатов лабораторных испытаний ряда маслорастворимых ПАВ сделан вывод, что с точки зрения эффективности и отсутствия эмульгирующих свойств наиболее перспективной является смесь Суперконцентрата полиэфирного и реагента-деэмульгатора нефтяных эмульсий Геркулеса 1017.
Рисунок 9 – Эффективность разрушения АСПО-3 смесями гексан-гексен-толуол
Рисунок 10 – Эффективность разрушения АСПО растворителем с добавкой 0,5 % Суперконцентрата полиэфирного и 0,1 % Геркулеса 1017
Лабораторные исследования были организованы следующим образом: Геркулес 1017 в количестве 0,1 и 0,2 % добавляли к смеси 40 % толуола, 60 % прямогонного бензина и 0,5 % Суперконцентрата полиэфирного. Определяли моющую, растворяющую и диспергирующую способность растворителя обычным методом (рисунок 10), а также качественно – стабильность эмульсии отработанного растворителя с водой.
Важным этапом в ходе обработки результатов лабораторных исследований стала проверка точности применяемой методики определения моющей, растворяющей и диспергирующей способности растворителей. С этой целью при построении ГЭБР для АСПО-3 каждый опыт был повторен пятикратно, далее в программе Microsoft Excel была выполнена статистическая обработка результатов. Определялись: среднее арифметическое, среднее квадратическое отклонение, средняя ошибка среднего арифметического и показатель точности (таблица 2). Чем меньше средняя ошибка среднего арифметического и показатель точности, тем надежнее эксперимент. Удачным считается эксперимент, если показатель точности не превышает 5 %.
Как можно видеть из таблицы 2 средняя ошибка среднего арифметического и показатель точности оказались низки. Кроме того, значения показатели точности во всех случаях оказались как минимум в два раза ниже максимально допустимого значения – пяти, что говорит о высокой точности полученных нами результатов и достаточной отработанности использованной методики измерения моющей, растворяющей и диспергирующей способности.
Таблица 2 – Статистическая обработка полученных результатов
| № серии | Среднее значение моющей способности | Среднее значение диспергирующей способности | Среднее значение растворяющей способности | Среднее квадратическое отклонение моющей способности | Среднее квадратическое отклонение диспергирующей способности | Среднее квадратическое отклонение растворяющей способности | Средняя ошибка среднего арифметического моющей способности | Средняя ошибка среднего арифметического диспергирующей способности | Средняя ошибка среднего арифметического растворяющей способности | Показатель точности моющей способности | Показатель точности диспергирующей способности | Показатель точности растворяющей способности |
| 1 | 53,4 | 25,8 | 27,6 | 0,548 | 0,837 | 0,548 | 0,245 | 0,374 | 0,245 | 0,459 | 1,450 | 0,888 |
| 2 | 80,2 | 19,2 | 61,0 | 0,837 | 0,837 | 1,225 | 0,374 | 0,374 | 0,548 | 0,467 | 1,949 | 0,898 |
| 3 | 91,2 | 17,2 | 74,0 | 1,304 | 0,837 | 1,870 | 0,583 | 0,374 | 0,837 | 0,639 | 2,176 | 1,131 |
| 4 | 70,8 | 21,6 | 49,2 | 0,837 | 1,140 | 1,643 | 0,374 | 0,510 | 0,735 | 0,528 | 2,361 | 1,494 |
| 5 | 55,2 | 25,8 | 29,4 | 0,837 | 0,837 | 0,548 | 0,374 | 0,374 | 0,245 | 0,679 | 1,450 | 0,833 |
| 6 | 48,4 | 21,8 | 26,6 | 1,140 | 0,837 | 0,548 | 0,510 | 0,374 | 0,245 | 1,054 | 1,716 | 0,921 |
В пятой главе представлены результаты выбора оптимальной технологии обработки НКТ углеводородными растворителями, а также возможные технологические схемы обработки ПЗП и удаления органических пробок из насосно-компрессорных труб.
Анализ ряда технологических схем обработки НКТ скважин растворителями показал, что наиболее перспективной является следующая. Растворитель в количестве 2-3 объемов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины, после чего производится обвязка ее по схеме НКТ-затрубное пространство. Скважина переводятся на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию.
При проведении работ по данной схеме создаются благоприятные условия в зоне контакта растворителя с АСПО за счет его циркуляции по замкнутому контуру затрубное пространство-НКТ-затрубное пространство. Так как объем растворителя в колонне составляет 2-3 объема НКТ, в зону контакта постоянно поступают его свежие активные порции. Поэтому эффект растворения остается высоким и постоянным до полной смены растворителя в колонне. Высокая степень турбулизации процесса растворения обеспечивает равномерное насыщение растворителя отложениями и удаление АСПО по всему объему колонны.
Основные выводы
- Установлено, что наиболее эффективными растворителями для удаления АСПО являются смеси алканов и ароматических углеводородов в соотношении, обеспечивающим синергетический эффект состава растворителя, с небольшой добавкой алкенов. Требуемое соотношение алканов и ароматических углеводородов в растворителе зависит от химической природы (состава) отложений.
- Установлено, что присутствие нафтенов в углеводородном растворителе снижает его эффективность. Показано, что снижение эффективности смеси нафтен-ароматический углеводород может составлять до 40 пунктов по сравнению со смесью алкан-ароматический углеводород в аналогичном соотношении. Приведено научное обоснование полученных результатов с учетом анализа химического состава и физической структуры отложений, а также протекающих процессов их растворения и диспергирования в углеводородных смесях.
- Предложен модифицированный способ оценки эффективности углеводородных растворителей для удаления АСПО, учитывающий особенности процесса разрушения отложений, основывающийся на статическом режиме исследований, характеризующийся низкой ошибкой эксперимента и высокой точностью получаемых результатов. Использование предложенного способа позволяет исключить действие всех факторов кроме природы растворителя и позволяет получить эффективность, обусловленную исключительно химическим составом растворителя и его действием на АСПО.
- Разработана простая в осуществлении экспресс-методика выбора химического состава углеводородных растворителей для удаления АСПО, позволяющая подобрать состав эффективного растворителя для любого образца отложений. Предложенная методика не требует привлечения сложных инструментальных методов анализа и математического моделирования и позволяет в короткие сроки с минимальными затратами выбрать эффективный состав углеводородного растворителя для удаления отложений.
- Разработанная экспресс-методика подбора химического состава углеводородных растворителей использована для подбора составов растворителей для отложений, образующихся в скважинах Ахтырско-Бугундырского, Хасырейского и Холмского месторождений. Разработанные растворители рекомендованы к опытно-промысловым испытаниям.
- Разработана фрактальная тринитарная классификация случаев образования АСПО и предложены универсальные критерии применимости различных методов предотвращения образования и удаления отложений. На основе предложенных критериев определен перечень случаев образования АСПО, в которых рекомендуется применение углеводородных растворителей для удаления отложений.
- Выполнен анализ существующих технологических схем удаления отложений с поверхности насосно-компрессорных труб и из призабойной зоны пласта. Лучшей признана технологическая схема очистки насосно-компрессорных труб на основе создания круговой циркуляции по замкнутому контуру затрубное пространство-НКТ-затрубное пространство. Показано, что выбор технологической схемы удаления органической пробки (традиционной или с применением колтюбинга) должен производиться с учетом наличия необходимой техники и общих затрат на проведение процесса.
Основные результаты исследований изложены в следующих работах:
- Турукалов М.Б., Чеников И.В. Влияние состава углеводородного растворителя на моющую способность по отношению к АСПО месторождений Вала Гамбурцева // Сборник студенческих научных работ, отмеченных наградами на конкурсах. – Краснодар: Изд. КубГТУ. – Вып. 6, 2005. – С. 92-94.
- Оноприенко Е.А., Турукалов М.Б., Данилин С.В. Анализ работы насосной установки по перекачке газового конденсата // Сборник студенческих научных работ, отмеченных наградами на конкурсах. – Краснодар: Изд. КубГТУ. – Вып. 6, 2005. – С. 105-107.
- Турукалов М.Б. Анализ проблемы отложения тяжелых органических соединений на примере месторождений Вала Гамбурцева // Физико-химический анализ свойств многокомпонентных систем. Электронный научно-технический журнал. http://kubstu.ru/fh/fams/. 2006. – Вып. IV.
- Турукалов М.Б., Строганов В.М. Критерии подбора методов предотвращения и удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. Междунар. науч.-практич. конф. 25-28 апреля 2006 г. – Геленджик, Краснодарский край, 2006. – С. 86-92.
- Турукалов М.Б. Критерии применимости углеводородных растворителей для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений // Фундаментальные исследования. – 2007. – № 1. – С. 46-47.
- Строганов В.М., Турукалов М.Б., Ясьян Ю.П. Некоторые аспекты удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений с применением углеводородных растворителей // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2006. – № 12. – С. 25-29.
- Строганов В.М., Турукалов М.Б. Экспресс-методика подбора эффективных углеводородных растворителей асфальтено-смоло-парафиновых отложений // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. II Междунар. науч.-практич. конф. 21-26 мая 2007 г. – Геленджик, Краснодарский край, 2007. – С. 138-143.
- Турукалов М.Б., Строганов В.М., Ясьян Ю.П. Образование асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобыче: альтернативный взгляд на механизм // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2007. – № 7. – С. 31-34.
Подписано в печать 01.10.07 г. Зак. 1198. Тираж 100 экз.
Типография КубГТУ. 350058. Краснодар, Старокубанская 88/4
