Влияние состава механических примесей на образование органических отложений

Полный текст

Введение

На сегодняшний день добыча нефти на множестве нефтяных месторождений сопровождается образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренних стенках нефтедобывающих скважин [1, 2]. Вследствие этого уменьшается гидравлический радиус лифтовой колонны, что приводит к возрастанию нагрузки на нефтепромысловое оборудование и увеличивает риск аварийных ситуаций [3, 4]. Для борьбы с АСПО применяется множество методов, среди них выделяют две группы: методы удаления отложений и методы предупреждения их образования. Однако многие исследователи подтверждают, что для эффективного выбора способа борьбы с отложениями необходимо корректно оценить их профиль [5, 6]. Несмотря на это, неразрешённым остаётся вопрос о влиянии некоторых факторов на процесс образования отложений.

В настоящее время известно о следующих факторах, влияющих на интенсивность выпадения парафина: температуре нефти, зависимости давления на забое от давления насыщения попутным газом, скорости потока и компонентном и химическом составе нефти [7, 8]. Температура нефти оказывает значительное влияние на образование АСПО. При охлаждении стенок лифтовой колонны ниже температуры начала кристаллизации парафина (ТНКП) происходит образование отложений [9, 10]. При низких значениях забойного давления относительно давления насыщения дестабилизируется система «жидкость–газ». Это происходит вследствие интенсивного газовыделения и приводит к увеличению скорости образования АСПО [11]. Высокая скорость потока срывает накопившиеся отложения и сохраняет температуру нефти [12]. Немаловажным фактором появления отложений является состав нефти. Отношение концентрации асфальтенов к концентрации смол напрямую влияет на температуру насыщения. При увеличении количества асфальтенов температура насыщения уменьшается, что приводит к понижению интенсивности образования отложений. При высоких значениях температуры насыщения процесс выпадения парафина ускоряется [13].

С увеличением темпов цифровизации нефтяных месторождений вопрос о моделировании образования АСПО с учётом известных факторов парафинообразования встает наиболее остро. На сегодняшний день выделяют три основные модели: RRR (Rygg, Rydahl и Rønningsen), Matzain и Тепловую аналогию (Heat Analogy). Основным и главным фактором образования АСПО в каждой из перечисленных моделей является температура [14]. Однако представленные модели не учитывают данные лабораторных исследований и основаны на корреляционных зависимостях. При этом в работе [15] проведен масштабный анализ данных моделей, указывающий на необходимость разработки модели, основанной на эмпирических данных. В НОЦ ГиРНГМ разработана собственная эмпирическая модель по результатам исследований на лабораторном стенде Wax Flow Loop. Данная установка моделирует процесс движения нефти в скважине с учётом множества параметров с возможностью регулирования температуры, скорости нефти и давления в установке. Подробнее представленная модель описывается в работе [16].

Однако, несмотря на развитие методов моделирования образования парафиновых отложений, в них не учитывается влияние твердых взвешенных частиц, которые способны оказать значительное влияние на образование данных отложений. Так, в работе [17] отмечается, что крупные частицы песка могут изменять структуру АСПО, тем самым увеличивая прочность образующихся отложений. Лепорини описывает, что песок в нефти влияет на критическую скорость, причём это зависит от диаметра добавляемых частиц [18]. Помимо этого, до сих пор не изучено влияние различных твёрдых взвешенных частиц на процесс образования АСПО. Содержание механических примесей в нефти на территории Пермского края достигает 45 г/л, среднее значение – 3 г/л. В данной работе исследуется вопрос о воздействии содержания в нефти различных фракций песка на количество выпадающих отложений.

Материалы и методы

Для выполнения лабораторных исследований применялась проба нефти, физико-химические свойства которой приведены в табл. 1.

 

Таблица 1. Физико-химические свойства нефти

Table 1. Physical and chemical properties of oil

Параметр Parameter		Размерность Dimension	Величина Value
Плотность Oil density	Пластовая/in reservoir	кг/м3 kg/m3	853
	Дегазированная Degassed		883,9
Динамическая вязкость Dynamic viscosity	Пластовая/In reservoir	мПа·c Pa·s	8,25
	Дегазированная degassed		12,39
Содержание в нефти Content in oil	Асфальтены Asphaltenes	%	2,5
	Смолы/Resins		23,3
	Парафины/Paraffins		3,6
Температура начала кристаллизации парафина Wax appearance temperature			26

 

Исследования по оценке влияния частиц песка на количество отложений проводились на установке «Холодный стержень» [19, 20]. Данный лабораторный стенд используется для моделирования процесса образования АСПО во время движения нефти в лифтовой колонне или трубопроводе при заданных значениях температуры нефти и стенки. Температурный градиент в процессе исследования составлял 40 ℃. Скорость перемешивания нефти составляла 350 об/мин, что соответствует течению 70 /сут жидкости по трубопроводу с внутренним диаметром 62 мм. Принцип работы данной установки представлен на рис. 1.

 

Рис. 1. Принцип работы лабораторной установки «Холодный стержень»

Fig. 1. Principle of operation of the Cold Finger laboratory installation

 

Оценка интенсивности образования АСПО выполнялась с использованием формулы (1):

${\mu }_{аспо}=\frac{m_{аспо}}{m_{нефти}}$, (1)

где ${\mu }_{аспо}$ – интенсивность образования АСПО; $m_{аспо}$ – масса отложившегося парафина на стержне, г; $m_{нефти}$ – масса нефти до начала исследования, г.

Опыты проводились с использованием фракций следующей размерности: менее 0,05; 0,25–0,05 и 0,5–0,25 мм. Навески песка получены при помощи комплекта сит соответствующего диаметра и вибросита. Для определения массы АСПО стержни взвешивались на аналитических весах «METTLER TOLEDO» с погрешностью 0,1 мг до и после исследования на «Холодном стержне».

Для оценки влияния содержания твердых частиц на интенсивность образования органических отложений проведено две серии исследований, программы которых приведены в табл. 2, 3:

 

Таблица 2. Параметры проведения серии исследований № 1

Table 2. Parameters of the research series No. 1

Номер опыта Experiment number	Размерность фракции Fraction dimension	Концентрация песка в нефти, % Concentration of sand in oil, %
1	Без песка/Without sand	0
2	Все фракции в равных пропорциях All fractions in equal proportions	0,5
3		2
4		5
5		10
6		30

 

Таблица 3. Параметры проведения серии исследований № 2

Table 3. Parameters of the research series No. 2

Номер опыта Experiment number	Размерность фракции, мм Fraction dimension, mm	Концентрация песка в нефти, % Concentration of sand in oil, %
1	Без песка Without sand	0
2	<0,05	1	2	5	15
3	0,25–0,05
4	0,5–0,25

 

• В первой серии исследований в нефть добавлялось различное количество смеси песчаных фракций в равных пропорциях.
• Во второй серии исследований в нефть добавляли каждую фракцию по отдельности в различных концентрациях.

Для оценки состава и структуры отложений, формирующихся при добавлении в нефть навески песка, данные отложения после исследования растворяли в толуоле и анализировали нерастворённые частицы под микроскопом. Анализ проводился на микроскопе модели МБС-10 с максимальным увеличением в 100 раз.

Результаты расчета

В результате выполнения первой серии исследований, представленной в табл. 2, была составлена точечная зависимость интенсивности образования АСПО от концентрации песчаной смеси с равной пропорцией фракций в нефти. Данная зависимость приведена на (рис. 2).

 

Рис. 2. Результаты проведения серии исследований № 1

Fig. 2. Results of the research series No. 1

 

По графику можно сделать вывод, что масса отложений, осаждающихся на поверхности «холодных» стержней, незначительно увеличивается с повышением концентрации равномерной смеси песка всех фракций, в равных пропорциях добавляемых в исследуемую нефть. Коэффициент корреляции Пирсона составляет 0,764, что говорит о высокой корреляции между рассматриваемыми величинами. Данный процесс может быть вызван включением в объем отложений частиц песчаной смеси, заполняющих поровую структуру отложений. Однако для оценки диаметров частиц, оказывающих наибольшее влияние на процесс парафиноотложения, проведена вторая серия опытов. По результатам второй серии опытов составлена точечная зависимость интенсивности образования АСПО от концентрации определённой фракции песка в нефти. Данная зависимость приведена на рис. 3.

 

Рис. 3. Результаты проведения серии исследований № 2

Fig. 3. Results of the research series No. 2

 

Анализируя полученный график, можно отметить, что увеличение концентрации фракций песка диаметром до 0,05 мм не приводит к увеличению интенсивности образования отложений. При этом добавление частиц песка диаметрами 0,25–0,05 и 0,5–0,25 мм с концентрацией более 5 % приводит к увеличению интенсивности образования органических отложений.

На рис. 4 представлены снимки растворённых в толуоле отложений парафина, полученных после серии исследований № 2. Для наглядности рассматривались опыты с наибольшей концентрацией песка в нефти, равной 15 %. Размерность частиц на снимках оценивалась с помощью масштабной красной линии.

 

Рис. 4. Снимки растворённых асфальтосмолопарафиновых отложений, полученных в ходе серии исследований № 2 для фракции: а) <0,05; б) 0,25–0,05; в) 0,5–0,25 мм

Fig. 4. Images of dissolved asphalt-resin-paraffin deposits obtained during the series of studies No. 2 for a fraction: a) <0.05; b) 0.25–0.05; c) 0.5–0.25 mm

 

Как видно на представленных снимках, при взаимодействии с частицами песка малой фракции парафин полностью растворяется в толуоле. В случае размерности фракции более 0,05 мм наблюдается связывание молекул парафина и частиц песка в комплексы. Стоит отметить, что комплексы, образованные при взаимодействии отложений с наибольшей фракцией песка, имеют более прочную структуру. Это связано с тем, что крупные частицы песка имеют большую площадь и шероховатость поверхности, за счёт чего увеличивается сила связывания с АСПО.

Заключение

В данной работе изучена зависимость интенсивности образования АСПО от добавления различных фракций песка в нефть. Определено, что добавление навески песка с равномерным распределением различных фракций незначительно влияет на интенсивность образования отложений парафина. По результатам дополнительных исследований можно сделать вывод, что фракции песка с диаметром от 0,05 до 0,5 мм при концентрациях 5 % и выше значительно увеличивают интенсивность образования АСПО. Помимо этого, проведён анализ АСПО после исследований с помощью микроскопа. На снимках наблюдается связывание молекул парафина с крупными частицами песка в комплексы, причём с увеличением фракции отмечается повышение их прочности. Полученные результаты могут быть использованы для повышения точности существующих моделей образования АСПО. Прикладным применением данной работы является оценка диаметров фракций породы, которые способны оказать влияние на образование парафиновых отложений. Также это поспособствует более пристальному изучению влияния состава нефти на образование отложений.

Об авторах

Павел Юрьевич Илюшин

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: ilushin-pavel@yandex.ru

кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазовых технологий

Россия, Пермь

Кирилл Андреевич Вяткин

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: kirill.vyatkin@girngm.ru
ORCID iD: 0000-0002-3464-1493

аспирант кафедры нефтегазовых технологий

Россия, Пермь

Антон Вадимович Козлов

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: anton.kozlov@girngm.ru
ORCID iD: 0000-0003-2350-2153

аспирант кафедры нефтегазовых технологий

Россия, Пермь

Даниил Вячеславович Андреев

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: d.andreev@girngm.ru

лаборант-исследователь кафедры нефтегазовых технологий

Россия, Пермь

Список литературы

Дополнительные файлы