АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ОТЛОЖЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВАЛА ГАМБУРЦЕВА Турукалов М.Б. ООО «НПФ «Нитпо», Кубанский государственный технологический университет Аннотация В данной статье представлен анализ проблемы отложения тяжелых органических соединений на примере месторождений Вала Гамбурцева. Приведены рекомендации по проведению дополнительных исследований с целью уточнения механизма процесса и определения влияния отдельных факторов на его интенсивность. Предложены комплексные технологии предотвращения и удаления АСПО, направленные на повышение межочистного периода работы скважин и получение дополнительной добычи нефти. Введение При добыче нефти могут возникать различные проблемы, значительно повышающие эксплуатационные затраты. Одной из таких проблем является отложение тяжелых органических соединений, главным образом асфальтенов, парафинов и смол. Образование асфальтено-смолопарафиновых отложений может протекать в пласте, в насосно-компрессорных трубах, в промысловых системах сбора и подготовки нефти, в трубопроводах и в резервуарах [1]. Последствия образования АСПО крайне негативны с экономической и технологической точки зрения и выражаются в снижении межремонтного периода работы скважин, необходимости постоянного проведения мероприятий по предотвращению и удалению отложений и общем удорожании процессов добычи и транспортировки нефти. Понимание поведения тяжелых органических соединений, а также межчастичных взаимодействий с участием асфальтенов, смол и парафинов в рабочих условиях процессов добычи и транспортировки нефти важно с практической точки зрения, так как позволит с высокой степенью достоверности моделировать процессы образования АСПО и наиболее эффективно предотвращать отложение тяжелой органики. Тяжелые органические соединения нефти Основными классами тяжелых органических соединений нефти являются твердые парафины, смолы и асфальтены. Нефтяные парафины представляют собой алкановые углеводороды C 18 C 36 и нафтеновые углеводороды C 30 -C 60 [2]. Парафины могут существовать в различных агрегатных состояниях вещества (газ, жидкость, твердое) в зависимости от давления и температуры. При переходе из жидкого состояния в твердое парафины образуют кристаллы. Структура алкановых углеводородов микрокристаллическая (рисунок 1, а). Нафтены образуют макрокристаллическую структуру (рисунок 1, б).
а б Рисунок 1 – Микрокристаллическая и макрокристаллическая структуры нефтяного парафина Изучение смолисто-асфальтеновых веществ нефти затруднено в связи со сложностью их состава и строения. В соответствии с классическим определением Маркуссона, нейтральные смолы нерастворимы в кислотах и щелочах и полностью смешиваются с нефтяными углеводородами, включая легкие фракции. Асфальтены принято определять как фракции, осаждаемые добавлением низкокипящих парафиновых растворителей, и полностью растворимые в бензоле [3]. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фрак-
ции. При нагревании выше 300-400 0С асфальтены не плавятся, а разлагаются, образуя углерод и летучие продукты. Асфальтены являются наиболее тяжелыми и полярными компонентами нефти. Частицы асфальтенов полидисперсны, их молекулярная масса может изменяться от 1000 до 2000000, и сильно зависит от способа определения и протекания процессов ассоциации. В соответствии с современными представлениями, нефть и нефтеподобные объекты представляют собой сложные системы органических веществ, находящиеся в состоянии метастабильной дисперсной системы, в которой размеры и свойства дисперсных частиц зависят от равновесия энергий кинетического движения молекул и потенциалов их парного взаимодействия [4]. Учитывая сказанное понятно, что любое отклонение условий от изначальных пластовых гипотетически может вызывать дестабилизацию системы и отложение тяжелых органических соединений. Основными факторами, инициирующими процесс отложения тяжелых органических соединений, являются снижение температуры и давления нефтяного потока по мере движения от забоя скважины к устью, состав нефти и закачиваемые в процессе интенсификации добычи вещества. В пластовых условиях (температура выше точки помутнения) парафины полностью растворены в нефти, и при снижении температуры нефтяного потока протекает классический фазовый переход парафинов из жидкого состояния в твердое. Для осуществления этого перехода помимо снижения температуры необходима свободная поверхность, на которой будет происходить зарождение и рост кристаллов парафина [5]. Такой поверхностью могут служить НКТ, механические примеси и сравнительно крупные частицы асфальтенов. В отличие от парафинов, асфальтены существуют в нефти частично растворенными и частично в коллоидном состоянии. Состояние асфальтенов в нефти определяется главным образом их молекулярной массой и присутствием смол. В исходных пластовых условиях смолы, находясь адсорбированными на поверхности асфальтенов, играют роль стабилизаторов, препятствуя необратимой агрегации асфальтенов. Под действием внешних факторов часть смол десорбируется с поверхности асфальтеновых частиц, в результате чего развиваются процессы необратимой агрегации асфальтенов, приводящие к потере устойчивости частиц в среде и к их отложению на стенках нефтепромыслового оборудования. Исследованиями [6, 7] установлено, что проведение кислотных обработок, закачек СО 2 и нагнетание в пласт сжиженных углеводородных газов способно вызывать отложение асфальтенов. Таким образом, отложение асфальтенов в общем случае далеко от классического фазового перехода жидкость-твердое и является следствием более сложных процессов. Исследования промысловой практики [5, 6] показывают, что основная роль в формировании АСПО, приводящих к значительным технологическим и экономическим проблемам, принадлежит асфальтенам. Сама по себе кристаллизация парафинов на поверхности НКТ не является достаточным условием для формирования устойчивых отложений, так как образующиеся в отсутствие асфальтенов кристаллы парафинов слабо сцеплены между собой и легко срываются потоком нефти. Асфальтены в процессе отложения тяжелой органики играют две крайне важные роли. Вопервых, асфальтены, являясь полярными соединениями, играют роль «клея» в повышении прочности отложений. Во-вторых, со временем асфальтеновая масса полимеризуется и уплотняется, в результате чего дополнительно повышается прочность отложений и ухудшается их растворимость в органических растворителях. Анализ процесса отложения тяжелых органических соединений на месторождениях Вала Гамбурцева Нефтяные месторождения Вала Гамбурцева (Хасырейское, Нядейюское, Черпаюское) расположены за полярным кругом на территории Ненецкого автономного округа. Месторождения приурочены к зоне сплошного распространения мерзлых грунтов мощностью от 250 до 510 метров. Среднегодовые температуры мерзлых минеральных грунтов составляют минус 1,8-2,3 0C, торфяников – минус 2,3-3,0 0C. Геологическая характеристика месторождений Вала Гамбурцева представлена в таблице 1 [8].
Таблица 1 – Геологическая характеристика Вала Гамбурцева Месторождение Нядейюское Хасырейское Черпаюское
Залежь
Тип залежи
Размеры, км
Основная D1 Южная D 1 S2 D1 D 1 -S
13х2 Пластовая сводовая тектони- 4х2,5 чески экрани- 3,7х2,5 рованная 25х2 21,5х3
Высота, м
ВНК, м
Эф. нефтенас. толщина, м
217
-2283
21,7
308 130 490 508
-2398 -2381 -2421 -2341
32,8 11,58 40,8 22,1
Основным объектом разработки является горизонт D 1 . Параметры продуктивных пластов и пластовой нефти приведены в таблице 2 [8] (данные предоставлены компанией, разрабатывающей месторождения). Таблица 2 – Параметры пластов и пластовой нефти Показатель Начальное пластовое давление, атм Пластовая температура, 0С Плотность нефти в стандартных/пластовых условиях, г/см3 Вязкость нефти в стандартных/пластовых условиях, мПа⋅с Давление насыщения нефти газом, МПа Газосодержание нефти, м3/т Массовая доля парафинов, % Массовая доля смол, % Массовая доля асфальтенов, % Средняя температура застывания нефти, 0С Средняя температура плавления парафина, 0С
Месторождение Нядейюское Хасырейское основная южная 266 276 250 47 49 46
252 42
0,859/0,753
0,860/0,752
0,862/0,766
0,867/0,782
37,2/1,88
37/1,71
83/2,68
44/2,8
18,7
20
20,1
16,6
130,4 10,3 8,6 3,0
140,7 9,7 8,8 3,5
119,3 10,2 9,9 2,5
98,3 10,8 10,3 1,8
13
12
18
13
54
55
54,5
54
Черпаюское
В нашей лаборатории [8] были проанализированы устьевые пробы нефти, отобранные со скважин 5016 и 5018 Хасырейского месторождения и средняя проба АСПО со скважины 5016. Результаты анализа представлены в таблице 3. Таблица 3 – Результаты анализа устьевых проб нефти и средней пробы АСПО Пробы нефти Наименование констант Скв. 5016 Скв. 5018 Плотность при 20 0С, кг/м3 856,4 857,0 Массовая доля воды, % следы 0,11 Концентрация хлористых солей, мг/дм3 13,04 15,25 Массовая доля механических примесей, % 0,0348 0,0104 Массовая доля парафина, % 9,91 8,50 Массовая доля силикагелевых смол, % 17,97 17,09 Массовая доля асфальтенов, % 0,90 0,80 Массовая доля серы, % 0,85 0,83
Средняя проба АСПО следы 0,596 12,15 11,02 17,59
Вязкость кинематическая при 20 0С, мм2/с Температура вспышки в закрытом тигле, 0С Температура застывания нефти, 0С Температура помутнения нефти, 0С
82,52 78 +2 +23
70,91 95 +4 +22
Добыча нефти на месторождениях Вала Гамбурцева осуществляется фонтанным и механизированным (при помощи ЭЦН) способами. Для фонтанных скважин характерны более высокие пластовые давления, дебиты и температуры нефти на устье (7-19 0С). Скважины, эксплуатируемые насосным способом при помощи ЭЦН низкодебитные, их пластовые давления, как правило, значительно ниже давления насыщения, температуры нефти на устье значительно ниже (2-9 0С), чем на фонтанных скважинах [8]. Образование АСПО на скважинах месторождений Вала Гамбурцева отмечалось уже при пробной эксплуатации (скважина 43 Хасырейского месторождения, дебит составлял 134 м3/сут, штуцер 9 мм). Пробка была получена в 73 мм НКТ на глубине 1140 м в течение 52 суток работы, что свидетельствует о максимальной интенсивности отложения на данной глубине. Проведенные расчеты [8], показали, что отложение тяжелых органических соединений может начинаться с глубины 1870 м, причем по мере разработки месторождения глубина начала образования АСПО будет увеличиваться. В настоящее время скважины периодически чистят, спуская скребок на глубину 1450 м. В среднем скребкование проводят до 8 раз в сутки, при этом меняют штуцер с 18 мм на 6 мм для обеспечения непрерывной промывки НКТ. Анализ имеющейся информации показывает, что причинами отложения тяжелых органических соединений на месторождениях Вала Гамбурцева являются, с одной стороны, неблагоприятные геолого-физические условия и некоторые характеристики нефти (низкая пластовая температура, наличие в разрезе многолетнемерзлых пород, значительное охлаждение и разгазирование нефти при движении к поверхности, высокое содержание в нефти тяжелых органических соединений, высокая температура помутнения нефти) и, с другой стороны, неоднократно проводившиеся с целью интенсификации притока кислотные обработки. Тот факт, что в АСПО по сравнению с нефтью резко возрастает количество асфальтенов (см. таблицы 2 и 3), свидетельствует об особо важной роли асфальтенов в процессе отложения тяжелых органических соединений на месторождениях Вала Гамбурцева. Рекомендации Практика показала, что предотвращение отложения тяжелых органических соединения является менее дорогостоящим методом, чем их постоянное удаление. Перед проектированием систем добычи и транспортировки нефти необходимо проводить комплекс лабораторных исследований и моделирование возможных процессов образования АСПО. Полученные результаты следует учитывать при проектировании с целью минимизации проблем, связанных с отложением тяжелых органических соединений. Грамотной разработке методов борьбы с АСПО применительно к месторождениям Вала Гамбурцева будет способствовать: − проведение детального анализа пластовых и устьевых проб нефти и проб АСПО, отобранных с разных глубин; − подробное исследование механизма отложения тяжелых органических соединений на основе данных о нефти, АСПО, геолого-физических условий, используемых методов добычи нефти и методов интенсификации притока. В борьбе с АСПО могут быть использованы следующие общие рекомендации: − как показала практика, скважины, осложненные проблемой образования АСПО, необходимо оснащать двойной колонной НКТ с целью использования второй колонны для закачки растворителей или ингибиторов. Вторая колонна также может быть использована для добычи нефти, когда в первой выполняется очистка от отложений; − существует градиент распределения тяжелых органических соединений в нефтяном
пласте, в соответствии с которым более глубокие зоны пласта содержат более тяжелые фракции, поэтому предпочтительно вначале добывать нефть из верхних зон пласта, так как она будет менее склонна к отложениям; − все используемые в процессе стимуляции скважин жидкости необходимо тестировать на совместимость с добываемой нефтью, чтобы исключить контакт нефти с жидкостями, провоцирующими отложение тяжелых органических соединений; − еще одним фактором, инициирующим отложение асфальтенов, исследователи [6] считают железо-асфальтеновые шламы и эмульсии, стабилизированные частицами асфальтенов, образующиеся при проведении кислотных обработок. В связи с этим рекомендуется контролировать качество кислоты, применяемой на скважине, эмульгировать кислоту в ароматических фазах (например, в ксилоле) с целью исключения прямого контакта кислоты с НКТ и применять ингибиторы коррозии. Высокая интенсивность отложения тяжелых органических соединений на скважинах месторождений Вала Гамбурцева обуславливает низкую эффективность применения большинства методов борьбы с АСПО по отдельности. Мы рекомендуем использовать комплексные технологии предотвращения и удаления отложений тяжелых органических соединений, в которых сочетается воздействие на АСПО с разных сторон для достижения наилучших результатов. Объекты воздействия целесообразно разделить на 2 группы в соответствии с режимом эксплуатации (высокодебитные фонтанные скважины и низкодебитные скважины, эксплуатируемые в режиме растворенного газа или при помощи ЭЦН). Технологии борьбы с АСПО для фонтанных высокодебитных скважин должны быть основаны на предотвращении отложений путем надежной теплоизоляции (оснащение скважин теплоизолированными НКТ) или на предотвращении отложений спуском НКТ с защитными покрытиями. Второй вариант, учитывая преобладание в составе АСПО асфальтенов, отложение которых в меньшей степени зависит от температуры, видится более перспективным. Использование НКТ с защитными покрытиями не исключает процессов роста отложений, однако особые свойства поверхности обеспечивают легкий срыв образующихся отложений, в результате чего поддерживаются высокие дебиты нефти в течение значительно более длительного времени, чем при использовании обычных труб. Периодическое удаление накопившихся отложений можно осуществлять скребками, промывкой растворителями или водными растворами ПАВ. Схематично предлагаемые технологии показаны на рисунке 2. На низкодебитных скважинах процесс отложения тяжелых органических соединений протекает в более жестких условиях (значительное охлаждение нефтяного потока, значительное снижение давления, прогрессирующий режим растворенного газа). В то же время меньшие дебиты нефти позволяют с большей эффективностью применять такие методы предотвращения АСПО как химическое ингибирование (меньше расход реагента), магнитообработку (меньшее количество магнитных активаторов необходимо монтировать в НКТ), индукционный или электронагрев НКТ (меньше дебит скважины, соответственно, ниже затраты электроэнергии на нагрев). Периодическое удаление накопившихся отложений можно осуществлять скребками, промывкой растворителями или водными растворами ПАВ. Схематично предлагаемые технологии показаны на рисунке 3. Применение защитных покрытий или теплоизолированных НКТ
Теплоизолированные НКТ + периодическая очистка скребками или промывка скважин растворителями / водными растворами ПАВ
НКТ с защитными покрытиями + периодическая очистка скребками или промывка скважин растворителями / водными растворами ПАВ
Рисунок 2 – Комплексные технологии борьбы с АСПО для фонтанных высокодебитных скважин
Магнитообработка нефтяного потока Химическое ингибирование АСПО Нагрев НКТ
Периодическое удаление АСПО скребками
Периодическая промывка скважин растворителями или водными растворами ПАВ
Рисунок 3 – Комплексные технологии борьбы с АСПО для низкодебитных скважин, эксплуатируемых в режиме растворенного газа или при помощи ЭЦН Выводы: 1) На основе проведенных исследований установлены причины отложения тяжелых органических соединений на месторождениях Вала Гамбурцева. Рекомендовано проведение дополнительных исследований с целью уточнения механизма процесса и определения влияния отдельных факторов на его интенсивность. 2) Предложены комплексные технологии предотвращения и удаления АСПО, направленные на повышение межочистного периода работы скважин и получение дополнительной добычи нефти. Список использованных источников: 1) Mansoori G.A. “Asphaltene Deposition and its Control” an Internet publication http://tigger.uic.edu/~mansoori/Asphaltene.Deposition.and.Its.Control_html 2) Mansoori G.A. “Paraffin/Wax and Waxy Crude Oil. The Role of Temperature on Heavy Organics Deposition from Petroleum Fluids” an Internet publication http://www.uic.edu/~mansoori/Wax.and.Waxy.Crude_html 3) Mansoori G.A. “Nanoscale Structures of Asphaltene Molecule, Asphaltene Steric-colloid and Asphaltene Micelles and Vesicles” an Internet publication http://tigger.uic.edu/~mansoori/Asphaltene.Molecule_ntml 4) Чеников И.В. Химия и физика нефти (Равновесные структуры в нефти и нефтепродуктах): Учебное пособие/Кубан. гос. технол. ун-т. – Краснодар: Изд. КубГТУ, 2004. – 86 с. 5) Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с. 6) Pacheco-Sanchez J.H. and Mansoori G.A. “In Situ remediation of heavy organic deposits using aromatic solvents” Proceedings of the 5th Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, SPE Paper № 38966, 13p, 1997. 7) Oil & Gas Production – Paraffin & Asphaltene Controllers http://www.bakerhughes.com/bakerpetrolite/oilgas/paraffin.htm 8) Строганов В.М., Сахань А.В., Турукалов М.Б., Строганов А.М., Алишанян В.Р. Информационный отчет “Выбор методов (технологий) для реализации комплексной программы работ по предотвращению и удалению АСПО на месторождениях Вала Гамбурцева ОАО “Северная нефть” по выполненному этапу 2, Краснодар, 2003.