мм. Автореферат Шадрина П.Н. Совершенствование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на нефтепромысловом оборудовании месторождений высоковязких нефтей
 Скачать 0.84 Mb.
|
|
= 0 + К) где К – консистентность (Пас, мера консистенции жидкости n - показатель неньютоновости - характеризует степень неньютоновского поведения раствора 0 - предельное напряжение сдвига - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости - относительная деформация сдвига. Рисунок 2 – Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига нефти кривые течения) Инзырейского месторождения при различных температурах Рисунок 3 - Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига нефти кривая вязкости) Инзырейского месторождения Б 50 100 150 200 250 300 0 100 200 300 400 Скорость сдвига,1/с Н ап ряжен и е сдвига, Па °C - эксп °C - эксп °C - эксп °C- эксп °C - эксп °C - эксп °C - эксп °C - эксп °C - эксп 12 Реологические параметры, полученные с использованием указанной модели, приведены в таблице 2. Входе обсуждения результатов реологических исследований отмечено проявление неньютоновских свойств нефти Инзырейского месторождения при температуре до 35 С. Для нефтей Колвинского и Средне-Харьягинского месторождений были выполнены аналогичные исследования и сделаны следующие выводы нефть Колвинского месторождения проявляет неньютоновские свойства до 30 С, а нефть Средне-Харьягинского - ниже 10 С. Таблица 2 - Реологические параметры для нефти Инзырейского месторождения Температура, ºС Предельное напряжение сдвига, Па Консистен- тность К Пас Показатель неньютоно- вости n Комментарий 0 75,4 71,3 0,32 Неньютоновская жидкость, не течет, стекло 5 53,0 21,4 0,39 10 37,8 11,2 0,43 Неньютоновская жидкость, не течет, стеклообразная масса 15 18,2 5,73 0,51 20 10,0 2,04 0,55 Неньютоновская жидкость, течет, ноне укладывается в норматив по ГОСТ 25 1,05 1,07 0,71 Неньютоновская жидкость, течет 30 0,16 0,158 0,77 Неньютоновская жидкость 35 0,0022 0,036 0,81 Практически ньютоновская жидкость 50 0,0013 0,011 1,02 Ньютоновская жидкость Для определения температуры структурных переходов в нефти, устанавливались зависимости эффективной вязкости от температуры при различных скоростях сдвига рисунок 4). Рисунок 4 – Зависимость эффективной вязкости нефти от температуры при различных скоростях сдвига Установленные температуры структурных переходов для указанных месторождений приведены в таблице 3. Так, температура потери текучести нефти Инзырейского месторождения на 2,6 Свыше, чему Колвинского месторождения, несмотря на меньшую вязкость и температуру насыщения нефти парафином. По- видимому, это связано стем, что нефть Инзырейского месторождения содержит -6 -4 -2 0 2 4 6 8 0.003 0.0031 0.0032 0.0033 0.0034 0.0035 0.0036 Т, К 1.667 3.462 Цель 13 меньшее количество парафина, однако она более смолистая. Полученные данные использованы при подборе ингибиторов для рассматриваемых объектов. Таблица 3– Температуры структурных переходов в нефти Месторождение Температура структурного перехода, С Интерпретация Инзырейское 32,1 Температура насыщения нефти парафином, образование кристаллов парафина в нефти 23,7 Температура потери текучести Колвинское 36,2 Температура насыщения нефти парафином, образование кристаллов парафина в нефти 21,1 Температура потери текучести Средне-Харьягинское 17,7 Температура насыщения нефти парафином, образование кристаллов парафина в нефти Кроме того, исследованы реологические свойства смесей нефтей Средне- Харьягинского (33%), Инзырейского и Колвинского (67%) месторождений. Необходимость в данных исследованиях возникла из-за технологических особенностей сбора продукции скважин различной вязкости в один сборный коллектор и, как следствие, устранение проблем, возникающих при транспортировке смесей нефтей. Ввиду того, что реологические свойства Колвинского и Инзырейского месторождений имеют схожий характер, дальнейшие исследования касались уточнения реологических характеристик смесей нефтей Инзырейского и Средне-Харьягинского месторождений. Причём концентрация нефти Средне-Харьягинского месторождения изменялась от 12,5 % до 62,5 %. Основные реологические параметры смесей нефтей установлены при различных соотношениях Инзырейского и Средне-Харьягинского месторождений, приведены в таблице 4. Таблица 4 – Реологические параметры смеси нефтей Харь яги н ск ая нефти в смеси, Эффективная вязкость, Пас Скорость сдвига, 1,154 с -1 Скорость сдвига, 3,46 с -1 Скорость сдвига, 7,18 с -1 Скорость сдвига, 14,9 с 0º 5 º 20 º 30 º 0º 5 º 20º 30º 0 º 5 º 20º 30º 0 º 5 º 20º 30º 12,5 79 64,2 16,7 0,36 33,2 21,3 9,36 0,15 16,4 11,7 6,25 0,12 10,4 6,4 3,2 0,1 20 63 42,6 12,3 0,11 25,7 15,2 6,6 0,079 14,3 8,3 4,6 0,066 7,5 5,7 2,4 0,058 25 47,2 29,2 10,1 0,058 24,4 10,7 5,6 0,046 13,4 7,2 3,3 0,043 6,1 5 2,1 0,041 33,3 41 19,2 8,2 0,038 21,1 8,4 4,6 0,031 11,7 6,3 2,5 0,031 4,3 5,2 1,7 0,027 37,5 35,1 15,2 7,6 0,029 20,2 5,5 3,7 0,027 10,2 5,2 2,25 0,025 3,3 5 1,2 0,018 62,5 21,2 5 4,01 0,0099 10,8 3,2 2,03 0,0104 7,01 2,1 1,01 0,011 2,4 1,1 0,4 0,01 Анализ реологических параметров показал, что установленное операторами требование, предъявляемое к продукции скважин переде транспортировкой по вязкости смесей (не выше 40 мм 2 /с при 5 Сне выполняется. При этом удовлетворительные показатели, позволяющие осуществлять транспортировку смеси нефтей без осложнений, могут быть достигнуты при соотношении нефтей Средне- 14 Харьягинского и Инзырейского месторождений 50:50, однако, при настоящем уровне добычи нефти на каждом месторождении, это условие является труднодостижимым, сточки зрения транспортировки смесей определённой концентрации. Однако, исследования безусловно могут быть использованы приросте добычи нефти Средне- Харьягинского месторождения, запасы которого значительны. Учитывая осложнённый характер нефтей рассматриваемых месторождений, осуществлён поиск депрессорных присадок с целью регулирования реологических характеристик смесей нефтей и противотурбулентных присадок, позволяющих снизить перепады давления для обеспечения транспортировки нефтей. Обоснование депрессорных присадок базировалось на основе использования уточнённого механизма их воздействия на нефть, заключающегося в адсорбции депрессора на кристаллах парафина, затрудняющего процессы их агрегации и накопления, атак же снижающего температуру потери текучести нефти. Автором было протестировано 11 депрессорных присадок ВЭС-410, ДМН-2005, ДМН-1505-3, Колтек ДМ, Колтек ДН, Колтек ДР, ДПП – 1, FlexoilWM 1740, АР 338, депрессорная присадка марка А, марка Б. Высокие депрессорные свойства проявили следующие присадки Колтек ДР, ДПП – 1, FlexoilWM 1740, в диапазоне концентраций от 100 мг/л до 3000 мг/л. Приведённые результаты позволяют определить наиболее эффективные депрессаторы, которыми являются ДПП – 1 и FlexoilWM 1740 для нефтей Инзырейского, соответственно и Колвинского месторождений, обладающего схожими свойствами. Кривые вязкости, представленные на рисунке 5, подтверждают значительное снижение эффективной вязкости нефти в присутствии депрессатора ДПП-1, при оптимальной скорости сдвига 15 с -1 Дополнительно определена оптимальная концентрация ДПП-1 в зависимости от температуры потери текучести нефти, составляющая 3000мг/л (рисунок 6). Рисунок 5 – Зависимость эффективной вязкости нефти Инзырейского месторождения от скорости сдвига в присутствии депрессатора ДПП-1 0.01 0.1 1 10 100 1000 0.01 0.1 1 10 100 Скорость сдвига, с-1 Э ф ф е к т ив на я вязкость, П а .с Исходная нефть г/т 500 800 1100 1500 2000 3000 15 Рисунок 6 - Зависимость температуры потери текучести от концентрации депрессатора ДПП-1 Кинетика формирования и накопления парафина нефтей Инзырейского месторождения исследовалась по методике холодного стержня. Данная методика позволяет проследить за механизмом образования центров кристаллизации, их роста и осаждения кристаллов парафина, а также диспергирования отложений при движении нефтяного потока. Установлены зависимости изменения во времени массы накопления парафина на холодном стержне в зависимости от температуры. Показано, что при снижении температуры холодного стержня, масса накопления парафина увеличивается в течение 120 минут, после чего темп нарастания массы снижается, постепенно выходя на стационарный уровень. Последующие исследования были связаны с подбором ингибиторов, предотвращающих выпадение парафинов, и использовался тот же метод холодного стержня. Анализ процесса накопления парафина позволил установить температуру холодного стержня 5 Си время экспозиции 4 часа, соответствующих завершению процесса накопления парафина, для оценки ингибирующей способности реагентов. По формуле (2) определялась доля (%) образовавшегося парафина на холодном стержне в зависимости от его общего количества в нефти p t i x V M , (2) где M i i - масса парафина осевшего на холодном стержне при температуре t; V – объем конденсата в ячейке - плотность конденсата, г/мл; x p – массовая доля парафина в конденсате, г. Экспериментально получено следующее распределение при 0 С – 11,6 %; 5 С 8,64 %; 10 С – 5,87 %; 20 С – 5,24%, 30 С – 1,20%. Исследования компонентного состава выполнены на хроматографе, а их результаты приведены на рисунке 8. Показано изменение состава углеводородов, входящих в отложения и температуры плавления, при снижении температуры окружающей среды. Полученные данные следует учитывать при подборе ингибиторов к конкретным условиям разработки. -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Концентрация ДПП-1, мг/л Т е м п ера тура потери текучести нефти, С 16 Эффективность ингибирующей способности тестируемых реагентов определялась по формуле (3): Z = (m о- m и о, (3) где m о, и m и – масса отложения (АСПО) в отсутствие ингибитора ив присутствии ингибитора с учётом массы нефтяной плёнки на поверхности стержня. Результаты тестирования различных ингибиторов АСПО для нефти Инзырейского месторождения) приведены в таблице 5 и показали, что наиболее эффективными являются реагенты ДПП-1, СНПХ-7920, НХТ-И и ингибиторы серии Прошинор, проявившие наиболее высокую ингибирующую способность к образованию отложений. Таблица 5 – Эффективность ингибиторов АСПО Рисунок 8 – Состав парафинов, выделившихся на холодном стержне при температуре 0 и 10 Сиз нефти Инзырейского месторождения Учитывая высокие эмульсионные свойства нефтей исследуемых месторождений, была выявлена степень влияния деэмульгаторов на свойства депрессаторов, те. на Реагент Эффективность (200 г/т), % СНПХ – 7801 33 ФЛЭК-ИП-107 48 СНПХ-2005 42 ФЛЭК-ИП- 101 44 СНПХ – 7909 58 СНПХ – 7920 67 НХТ-И 71 ДПП-1 73 Прошинор АР 104 68 Прошинор АР 114 69 Прошинор АР 355 70 0 2 4 6 8 10 Углеводород Содержание Состав отложений при 0 0С Сост ав отложений при 10 С 17 температуру потери текучести и реологические свойства смеси нефтей указанных месторождений. Эффективность деэмульгаторов оценивалась экспресс - методом в режиме статического отстоя, при соблюдении условия, чем выше скорость отделения воды и большее объем, тем эффективнее деэмульгатор. Установлено взаимовлияние депрессаторов различной концентрации ДПП – 1 от 500 до 3000 г/т) и FlexoilWM 1740 (от 40 до 150 г/т) и деэмульгаторов ДИН-2Д и СНПХ-4460 (концентрацией 50г/т). Зависимости температуры потери текучести нефти от концентрации депрессатора ДПП-1, приведенные на рисунке 9, свидетельствуют об отсутствии влияния исследуемых реагентов друг на друга и то, что в промысловых условиях их можно применять совместно без осложнений. Рисунок 9 - Зависимость температуры потери текучести смеси нефтей от концентрации депрессатора ДПП-1 Кроме того, определено влияние деэмульгатора на реологические свойства смеси нефтей, используя сдвиговый тест. Результаты исследований, представленные на рисунке 10, показывают, что деэмульгатор ДИН-2Д не оказывает влияния на реологические свойства смеси нефтей Инзырейского, Колвинского и Средне Харьягинского месторождений при температурах 5 и 10 С, атак жене изменяет указанные свойства в присутствии депрессатора. Учитывая экспериментально подтверждённый факт, что ряд депрессаторов проявили ингибирующие свойства, было определено влияние деэмульгаторов ДИН-2Д и СНПХ-4460 на ингибиторы АСПО - СНПХ-7920, НТХ-И, ДПП-1, Прошинор АР 104. Деэмульгаторы увеличивают эффективность действия ингибиторов на 2-4 пункта при обводнённости не выше 10%. Учёт данного факта позволяет рекомендовать ДПП-1, FlexoilWM 1740, ДИН-2Д, СНПХ-4460, СНПХ- 7920 и ингибиторы серии Прошинор для применения в системе сбора продукции с минимальными осложнениями. -15 -10 -5 0 5 10 15 0 1000 2000 3000 4000 Концентрация депрессатора ДПП-1, г/т Температура потери текучести, С 33.3:33.4 33.3:33.3:33.4 + ДИН-2Д 33.3:33.3:33.4 + СНПХ 4460 38:15:47 38:15:47 + ДИН + СНПХ 59:08:3 59:8:33 +ДИН + СНПХ 58:07:3 58:7:35 + ДИН + СНПХ 18 А Б Рисунок 10 - Влияние деэмульгатора ДИН-2Д на эффективную вязкость смеси нефти Колвинского, Инзырейского и Средне Харьягинского месторождений А – в отсутствии депрессатора; Б - в присутствии депрессаторов ДПП-1 и FlexoilWM 1470 В пятой главе приведён расчёт глубины начала формирования АСПО, выполненный на примере скважины 613 Инзырейского месторождения. При построении распределения температуры насыщения нефти парафинами по глубине скважины была использована зависимость МС. Турбакова: 1 н скв нд нас p Г t t А А p Г , (4) где Аи А – корреляционные коэффициенты, определяемые для конкретного объекта разработки на основе лабораторных исследований p t – давление в скважине p нас – давление насыщение нефти Г – газонасыщенность нефти при p t и Т Т- температура ГЖС в скважине, Го – газонасыщенность пластовой нефти t н.скв – температура насыщения нефти парафинами при p t и Т t нд – температура насыщения парафинами дегазированной нефти. Температура насыщения дегазированной нефти парафином (t нд ) в нормальных 0.0 0. 1 1 10 0.0 0. 1 1 10 Скорость сдвига, Эффективная вязкость, Пас bДПП-1, 5 0 ДПП-1, 10 0 Flexoil, 5 0 Flexoil, 10 0 ДПП-1, 5 С, 50 г/т ДИН- ДПП-1, 10 С, 50 г/т ДИН, 5 0 C, 50 г/т ДИН, 5 0 C, 50 г/т ДИН 1 10 100 0.0 0. 1 1 10 Скорость Эффективная вязкость, Пас Смесь 59:8:33 5 Смесь 59:8:33, 10 Смесь 59:8:33, 5 С, 50 г/т Смесь 59:8:33, 10 С, 50 г/т 19 условиях определялась по методике РН -УфаНИПИнефть: 38 1, 91 A S нд P y y t y , (5) где y A, y S, y p – процентные доли асфальтенов, смоли парафинов, содержащихся в разгазированной нефти. Расчётная величина составила 33,8 С, для сравнения, данный параметр, полученный лабораторным путём - 32,1 С, те. расхождение не превышает 5,6%, что подтверждает возможность использования формулы (5) для условий Инзырейского месторождения. Для определения других параметров из формулы (5), таких как давление в скважине, газонасыщенность нефти в произвольной точке скважины, выполнен расчёт распределения указанных параметров по стволу скважины. Распределение температуры по стволу скважины 613 приведено на рисунке 11. Установлено, что устьевая температура Ту = 18 СТ вых54,3 С. Для определения глубины начала формирования АСПО рассчитана температура насыщения нефти парафином для различных сечений скважины. Совмещение кривых распределения температуры насыщения нефти парафинами и температуры потока определило точку пересечения этих кривых, соответствующую глубине начала формирования АСПО равной 820 метрам в скважине 613 Инзырейского месторождения рисунок 12). Рисунок 11 – Распределение температуры по стволу скважины 613 Инзырейского месторождения Рисунок 12 – Определение глубины начала формирования АСПО в скважине 613 Инзырейского месторождения Предложенная методика была использована при расчёте глубины начала формирования АСПО 15 скважин того же месторождения. Для конкретного объекта глубина начала формирования АСПО изменялась от 430 дом. Установлена зависимость влияния дебитов скважин на глубину начала образования АСПО - снижение глубины начала формирования АСПО с ростом дебита скважин, в среднем отмечается снижение на 11 метров, при увеличении дебита на 1 м 3 /сут. Глубинам фактическая термограмма методика Мищенко И.Т. расчётная термограмма 20 Уменьшение рисков осложнений за счёт выпадения АСПО можно достичь путём обоснования парафинобезопасного дебита. Расчёт данного параметра выполнялся для скважины 613 Инзырейского месторождения по формуле 2,67 20 24 3600 lg (0, 034 0, 79 cos ) / ( ) , пб вн сн пн нп Q d Г L Т Т (6) где d вн – внутренний диаметр колонны НКТ, м Г – газосодержание пластовой нефти, м 3 /т; - средняя величина наклона ствола скважины, град L сн – глубина спуска насосам Т пн –температура на приёме насоса, К Т нп – температура насышения нефти парафинами, К. Прогнозный парафинобезопасный дебит для указанной скважины составил 71 м 3 /сут, для сравнения фактический дебит поданной скважине 34,3 м 3 /сут. Полученный прогнозный параметр позволяет регулировать показатели разработки и увеличивать МРП скважин по причине образования АСПО. Также важнейшим показателем, контролируемым в промысловых условиях является скорость отложения АСПО. Определялось время полного перекрытия НКТ по методике ШК. Гиматудинова, составившее для скважины 613 Инзырейского месторождения 79,6 суток, затем скорость роста АСПО на внутренней поверхности НКТ - 0,514 мм/сут. Условия сбора продукции скважин в систему СНПХ «Харьяга» предусматривают совместную транспортировку смеси нефтей различной вязкости и обуславливают необходимость моделирования процесса с целью прогнозирования вязкостных характеристик как смеси нефтей, таки каждой из них по отдельности, установления оптимальных отношений объёмов нефтей, учитывая наличие интенсивных процессов формирования АСПО и их накопления на внутренней поверхности трубопровода. В связи с этим возникает проблема предупреждения парафинообразования в трубопроводе и обоснование реагентов, препятствующих проявлению указанных процессов. Для расчёта вязкостных характеристик смесей нефтей Инзырейского, Колвинского и Средне- Харьягинского месторождений использовалось свойство аддитивности их вязкости, те. соблюдалось условие, при котором искомая вязкость смеси будет равна сумме парциальных вязкостей каждой нефти |