Удаление асфальтеносмолопарафиновых отложений с технологического оборудования и неразрушающий контроль свойств пластовой нефти Ванкорского месторождения

Remove asphaltoresinparaffin deposits from process equipment and non-destructive testing of properties of reservoir oil Vankor field

N. BULCHAEV, I. RUBTSOV, N. ORLOVSKAYA, Yu. BEZBORODOV, Siberian Federal University, The oil and gas Institute

Затронута актуальная тема, удаления асфаль­теносмолопарафиновых отложений (АСПО) с внутренней поверхности скважинного и промыслового оборудования. Авторами проведены исследования проб нефти и твердых отложений, взятых из полости электроцентробежных насосов, с целью определения наиболее подходящих растворителей и ПАВ. Определена связь между вязкостью, плотностью ванкорских нефтей с особенностями фазового состояния наноколлоидов асфальтенов. На основе химического и вещественного анализов исследованных материалов разработаны методики по борьбе с АСПО.

To remove asphaltoresinparaffin deposits from the inner surface of the borehole and field equipment. The authors conducted a study of samples of oil and solids taken from the cavity of the centrifugal pumps.

Неустойчивые породы, вынос в ствол скважины твердых взвешенных частиц глины и песка вместе с обводненностью добываемой нефти на ряде скважин Ванкорского месторождения приводят к проблемам при эксплуатации электроприводных центробежных насосов (УЭЦН), связанным с налипанием на рабочие органы асфальтосмолопарафиновых отложений с высоким содержанием механических примесей.
Между тем появившиеся в эпоху неф­тяных нанотехнологий сведения о влиянии состояния наноразмерных фаз асфальтенов и смол нефти на ее эксплуатационные свойства могут облегчить процедуру промывок и удаления АСПО без подъема оборудования.
Нефтяные нанотехнологии. Известна связь физико-химических свойств нефтей (вязкости, плотности) с особенностями фазового состояния наноколлоидов асфальтенов. Наблюдаются совпадения максимумов вязкости и плотности нефтей при концентрациях в них асфальтенов, соответствующих фазовым границам наноколлоидов. Обнаружены изменения свойств природных нефтей при переходе через температурную фазовую границу (28 °С < t < 37 °С): рост температуры застывания, стратификация плотности, увеличение массы отложений из нефтяной среды. Было показано также, что трансформации структуры водонефтяных эмульсий подобны фазовым диаграммам ассоциативных наноколлоидов [1].
Показатели качества ванкорской нефти. Физико-химические характеристики обезвоженного образца нефти Ванкорского месторождения [2], (табл. 1), следующие: плотность при 20 °С − 901,4 кг/м3; содержание серы − 0,173% мас. По этим характеристикам нефть, согласно ГОСТ Р 51858, в зависимости от массовой доли серы относится к 1-му классу («малосернистая»); по плотности − к 4-му типу («битуминозная»). Температура застывания − ниже минус 45 °С.
Нефть Ванкорского месторождения отличается сравнительно высокой плотностью, содержанием парафина и смолистых веществ, а также высоким значением кинематической вязкости при низком содержании серы и асфальтенов.
Ванкорская нефть – смолистая, битуминозная. Легкие углеводороды (бензиновая фракция) присутствуют в ванкорской нефти в количестве 10,4% мас. Бензиновая фракция (с пределами отбора 85 – 180 °С), полученная из исследованного образца нефти, характеризуется преобладанием парафиновых углеводородов (52,6% мас.). Содержание нафтеновых углеводородов в ней 38,5% мас.
Выход дизельной фракции (с пределами отбора 180 – 360 °С) – 34,9% мас. Содержание парафино-нафтеновых углеводородов в ней 74,4%, ароматических – 25,6% мас. Выход вакуумных фракций (350 – 500 °С) – 27,8%, мазута (> 360 °С) – 49,9% мас.
Исходя из содержания асфальтенов, можно предположить, что нанофазу асфальтенов ванкорской нефти составляют наноколлоиды, частицы диаметром 2 – 10 нм. Температура пласта исследуемой скважины, по имеющимся данным, 34 °С, что близко к температурной фазовой границе существования наноколлоидов.
Характеристика образцов АСПО и скважинной нефти Ванкорского месторождния. Для испытаний были представлены пробы АСПО (А – В, табл. 2), отобранные из насосов, и соответствующие им пробы скважинной нефти Ванкорского месторождения.
Характеристика образцов скважинной нефти Ванкорского месторождения. Все представленные пробы скважинной нефти имели в своем составе во взвешенном состоянии пластовую воду и незначительное количество механических примесей. Центрифугирование позволило определить водосодержание: нефть А – 0,03; нефть Б – 0,18; нефть В – 0,41.

Ванкорская нефть – смолистая, битуминозная. Легкие углеводороды (бензиновая фракция) присутствуют в ванкорской нефти в количестве 10,4% мас. Бензиновая фракция (с пределами отбора 85 – 180 °С), полученная из исследованного образца нефти, характеризуется преобладанием парафиновых углеводородов (52,6% мас.). Содержание нафтеновых углеводородов в ней 38,5% мас.

По литературным данным, для водонефтяных эмульсий наблюдаются сложные трансформации структуры, подобные фазовым диаграммам наноколлоидов, при водосодержании 0,2; 0,4; 0,6 и критических температурах [3].
Температура формирования нефтяных эмульсий определяет вязкость, структурные свойства и характер межмолекулярных взаимодействий в них [3]. Формирование при «критических» температурах, близких к 36 – 38 °С, инициирует структурный фазовый переход, ведущий к изменению размеров и активности молекулярных агрегатов асфальтенов. Стабилизация капель воды асфальтенами осуществляется в результате адсорбции молекулярных агрегатов размером 10 нм. В свою очередь молекулярные агрегаты асфальтенов стабилизируются защитными слоями сольватированных молекул смол. Укрупнение этих агрегатов может происходить, когда молекулы смол «десорбируются» из защитных слоев. «Десорбция» смол связана со структурными превращениями в молекулярной системе асфальтены/смолы, имеющими характер фазового перехода.
Эти агрегаты служат связующим материалом в пространственных надмолекулярных структурах, содержащих микрокристаллы парафинов. Долговременная (до месяцев) «память» об условиях формирования эмульсий обусловлена прочностью пространственных структур, содержащих не только водородные, но и ковалентные связи [3].
Характеристика образцов АСПО, отобранных из насосов. Пробы Аспо, отобранные из насосов, содержали значительное количество механических примесей и пластовой воды. Консистенция отобранных проб – полужидкая из-за присутствующей в образцах нефти.
Отношение проб АСПО, представленных для испытаний, к растворителям. Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в асфальтено-смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии.
Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ.
Для испытаний мы выбрали менее экологически опасные растворители, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).
Испытания растворимости осадков. В ходе испытаний стало очевидно, что сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.
Все пробы содержали механические примеси. После удаления растворителей было проведено взвешивание минеральной части осадков. Сделаны следующие выходы:

M = (mc / m)·100%,

где mc – масса остатка, не содержащего следов растворителей;
m – масса навесок до добавления растворителей.
Проба (А): 70 − 86%. Проба (Б): 57 − 80%. Проба (В): 60 − 82%
Проверялась также гомогенность смесей «нефть–растворитель» (1:1):

Для смесей «нефть–ацетон–толуол» в соотношении 2:1:1 результаты следующие:

Характеристика выделенных механических примесей. Во всех случаях после отделения смолисто-нефтяной и водной компонент получали остаток в виде крупного песка (пробы А, В) или глины (проба Б).
Пробы А, В также содержали окалину.
Влияние ПАВ на разделение водонефтяных эмульсий и выделение осадков механических примесей в пробах А, Б, В. Наличие асфальтено-смолистых оболочек у мельчайших капель воды и частиц породы механических примесей позволило надеяться на разрушение эмульсий и суспензий при введении поверхностно-активных веществ.
И действительно, введение нескольких капель октанола-1 привело к разделению водонефтяной эмульсии. В случае применения ПАВ поверхность раздела фаз более четкая, чем при центрифугировании. Добавление ПАВ в смеси (нефть + соответствующая проба АСПО) привело к разделению органической и водной фаз. Частицы породы, составляющие механические примеси, полностью перешли в водную фазу и сохранили в ней подвижность, «сыпучесть».

Исходя из содержания асфальтенов, можно предположить, что нанофазу асфальтенов ванкорской нефти составляют наноколлоиды, частицы диаметром 2 – 10 нм. Температура пласта исследуемой скважины, по имеющимся данным, 34 °С, что близко к температурной фазовой границе существования наноколлоидов.

Таким образом, на основании имеющихся у нас данных мы смогли объяснить образование стойких водонефтяных эмульсий, в которых капельки воды имеют «бронирующие» оболочки, содержащие смолы и механические примеси, и предложить путь разрушения их с помощью введения ПАВ.
В настоящий момент мы не имеем никаких сведений о фазовом поведении наноколлоидов в «живой» нефти, в реальных пластовых условиях – это потребует более сложных и дорогостоящих экспериментов. Однако такие данные помогли бы выбрать мероприятия для влияния на коллоидное состояние водонефтяных эмульсий и получение сырой нефти более высокого качества.
Для этого необходимы базы данных условий (температура, давление) и поведения нефти (плотность, вязкость, механические примеси) в пласте.
Программно-аппаратный комплекс по анализу условий и поведения нефти в пласте. Для получения и анализа данных предлагается использовать установленное на буровых установках измерительное оборудование и разработанный нами программно-аппаратный комплекс по анализу и передаче данных через Интернет для последующей обработки. Использование этого комплекса позволит получать данные с датчиков в автономном автоматическом режиме, анализировать их, находясь в любом месте, оборудованном выходом в Интернет.
Разработанный комплекс представляет собой универсальный даталоггер, получающий данные с датчиков по аналоговым и цифровым протоколам, проводящий их первичный анализ, сохраняющий во внутреннюю память и отправляющий посредством доступных сетей передачи данных (GSM, WIFI или прямой спутниковой передачи) на специальный сервер в сети Интернет, где пользователь может получить к ним доступ, находясь в любом удаленном месте, провести визуализацию и использовать для более подробного анализа. Подключение к датчикам может быть, как проводным, так и беспроводным, для удоб­ства размещения даталоггера на технологическом оборудовании (рис. 1).
В даталоггере использованы самые современные технические решения, применены приемники сигналов ГНСС Глонасс и GPS, используется передача данных через спутниковые системы связи, солнечные элементы питания, беспроводные датчики используют многоуровневый стандарт связи ZigBee 2.4 ГГц и др.
На макроуровне комплекс состоит из одного или нескольких центральных узлов для сбора данных с датчиков, их обработки и отправки на сервер в сети Интернет, сети беспроводных, проводных датчиков и вспомогательного оборудования (антенны, солнечные панели, модули сопряжения (при необходимости). В комплексе возможно многоуровневое дублирование данных (в датчике, на независимую флеш-память, в даталоггере и на сервере в Интернете). Таким образом, в случае экстренных ситуаций данные будут сохранны. Во избежание краж прибор может сообщать свое местоположение по спутниковым сигналам точного позиционирования. Подключение к проводным датчикам осуществляется по стандарту RS-485, длина их проводов может достигать 1км.
Для передачи данных в труднодоступных районах, где нет сетей GSM и WiFi, предлагается использовать прямую передачу данных через спутниковую группировку IRIDIUM, которая предлагает достаточное покрытие на всей территории России, включая северные территории (рис. 2), и гибкие тарифы, что делает ее использование сопоставимым по затратам с gsm передачей данных.
Все данные, прошедшие предварительную обработку на даталоггере, поступают посредством телекоммуникационных сетей на сервер MySQL в сети Интернет. После этого оператор, введя свои учетные данные, попадает в веб-интерфейс, где может проводить операции по удаленному управлению комплексом и работой с данными.
Были разработаны интерактивные веб-сервисы, позволяющие отслеживать данные на специальном веб-сайте. Для доступа к данным с датчика необходимо зайти на специально созданный веб-сайт, где пользователь попадает на главную страницу с результатами работы прибора (рис. 3).
Графики, приведенные на веб-сайте, являются интерактивными – возможно в режиме реального времени изменять масштаб, просматривать значения конкретных точек и пр. Возможен также просмотр чистых данных в виде таблицы и возможность скачать исходные данные. При появлении новых данных от прибора данные на графиках и в таблице появляются немедленно, без необходимости перезагрузки страницы сайта.
Возможно введение управление настройками прибора напрямую с веб-сайта, а также экстренное информирование администратора по SMS и голосовыми сервисами о сбоях в работе удаленного датчика либо веб-сервера.
Для экспресс-анализа в программно-аппаратном комплексе даталоггера используются базовые алгоритмы фильтрации. Математические алгоритмы по анализу и визуализации данных перенесены на серверную часть по нескольким причинам: это и снижение нагрузки на ограниченные вычислительные возможности логгера, и возможность работать с большими массивами данных «на лету», многоступенчатое резервирование данных на сервере без риска их повредить, возможность тонкой настройки математических алгоритмов и поиска оптимальных параметров. Возможность сразу экспортировать данные в разные форматы файлов.
В данный момент на сервере предусмотрены следующие виды математической обработки данных:
1. Устранение шумов и пиков в массивах данных;
2. Фильтр скользящего среднего;
3. Среднеквадратичное отклонение.
Для гибкой визуализации используется построение графиков «на лету» с использованием Adobe Flash и HTML5. Это позволяет наиболее быстро оценить получаемые данные и использовать их для настройки автоматических триггеров событий.

Выводы
Ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. После обработки ацетоном механические примеси проб (А, Б, В) переходили в водную фазу и становились подвижными, «сыпучими». Легко перемещались.
Применение ПАВ может при существенно меньших затратах перевести механические примеси проб (А, Б, В) в сыпучее состояние. Однако окончательное решение можно будет принять по результатам испытаний действия клапана УЭЦН по промывке насоса от накопленных ТВЧ и при возможности освобождения НКТ от жидкости.
Использование сведений о влиянии состояния наноразмерных фаз асфальтенов [1] и смол нефти на ее эксплуатационные свойства при разработке нефтегазовых месторождений позволит планировать мероприятия по улучшению внутренней структуры добываемой нефти и эмульсий пластовой воды в нефти.
Для получения и накопления сведений о фазовом поведении наноколлоидов нефти в реальных пластовых условиях предлагается использовать разработанный нами программно-аппаратный комплекс по анализу и передаче данных через сеть Интернет.

Литература

1. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Нефтяные нанотехнологии – преодоление стереотипов // Нефтяное хозяйство. 2008. №20. С.12 – 15.
2. Рахманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтями Ванкорского месторождения // Технология нефти и газа. 2011. №1. С. 14 − 20.
3. Евдокимов И.Н., Елисеев Н.Ю. Влияние асфальтенов на термические свойства нефтяных и битумных эмульсий // Химия и технология топлив и масел. 2002. № 6. C. 26 – 29.

References

1. Evdokimov I.N., Losev A.P. Oil nanotechnology – overcoming stereotypes // Oil industry. 2008. No.20. Pp.12 – 15.
2. Rakhman`ko E.N., Elasheva O.M., Pleshakova N.A., etc. Oil Yurubcheno-Tokhomskoye field in comparison with the oil from the Vankor field // Technology of oil and gas. 2011. No.1. Pp.14 – 20.
3. Evdokimov I.N., Eliseev N.Ju. The effect of asphaltenes on the thermal properties of petroleum and bitumen emulsions // Chemistry and technology of fuels and oils. 2002. No.6. Pp. 26 – 29.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Булчаев Н.Д.

    Булчаев Н.Д.

    к.т.н., доцент, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

    Институт нефти и газа Сибирского федерального университета г. Красноярск

    Рубцов И.Н.

    аспирант кафедры топливообеспечения и горюче-смазочных материалов

    Институт нефти и газа Сибирского федерального университета

    Орловская Н.Ф.

    д.т.н., профессор кафедры топливообеспечения и горюче-смазочных материалов

    Институт нефти и газа Сибирского федерального университета

    Безбородов Ю.Н.

    д.т.н., профессор, заведующий кафедрой топливообеспечения и горюче-смазочных материалов

    Институт нефти и газа Сибирского федерального университета

    Просмотров статьи: 2717

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru