мм. Автореферат Шадрина П.Н. Совершенствование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на нефтепромысловом оборудовании месторождений высоковязких нефтей
 Скачать 0.84 Mb.
|
|
n i i i mix x 1 , (7) где x i – объёмная доля нефти в смеси, η i – эффективная вязкость нефти, Пас. Расчёт вязкости для смеси выполнено по уравнению n i n i i n i i i i K x x 1 ) 1 ( 1 0 , (8) где К – консистентность (Пас, мера консистенции жидкости n - показатель неньютоновости - характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем 21 больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств 0 - предельное напряжение сдвига - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости - относительная деформация сдвига. Для выполнения расчётов по формуле (8) были определены реологические параметры нефтей всех исследуемых месторождений, такие как предельное напряжение сдвига, консистентность, показатель неньютоновости в диапазоне температур от 0 до 50 С. С целью предотвращения образования отложений в смеси нефтей были исследованы депрессаторы ДПП-1 и FlexoilWM 1740, ранее проявившие для индивидуальных нефтей высокие депрессорные свойства, выраженные снижением вязкости и температуры потери текучести. Для расчёта вязкостных характеристики напряжения сдвига смесей нефтей в присутствии депрессатора и при его отсутствии, предложены регрессионные уравнения, определяющие эффективную вязкость, напряжение сдвига, а также вязкость при скорости сдвига 15,3 с, соответствующие характеристикам перекачиваемой нефти до пункта сбора нефти (ПСН) «Харьяга», те. на участке УПН «Колва» - ПСН «Мусюршор». Предложенные зависимости установлены для различных температур и концентраций реагентов. В таблице 6 частично приведены регрессионные уравнения для Инзырейского месторождения, в присутствии депрессора ив его отсутствии. Приведённые в таблице прогнозные параметры эффективной вязкости и напряжения сдвига могут быть использованы при моделировании процесса транспортировки нефти различной вязкости. Таблица 6 – Уравнения для расчета вязкости нефти Инзырейского месторождения и напряжения сдвига Депрессор, концентрация, г/т Т, С Эффективная вязкость, Пас Напряжение сдвига, Па Вязкость при скорости сдвига 15,3 с, Пас 0022 , 0 81 0 036 , 0 0022 , 0 0,0216 300 0 49 0 4 , 28 2 , 61 51 0 4 , 28 2 , 61 11,5 10 33 0 12 , 5 3 , 29 67 0 12 , 5 3 , 29 3,99 15 32 0 16 , 4 8 , 10 68 0 16 , 4 8 , 10 2,44 35 16 0 024 , 0 00201 , 0 84 0 024 , 0 00201 , 0 0,019 Поставленная практическая задача, сточки зрения смешивания нефтей различной вязкости, предусматривает вязкость смеси нефтей при 5 Сне выше 40 мм 2 /с 22 и температуру потери текучести не выше 2 С, выполняется только в присутствии депрессатора ДПП-1, его концентрация 3000 г/т обеспечивает необходимый результат. Другие, ранее изученные депрессаторы, не позволяют достичь заданных свойств. При сдаче в магистральный трубопровод ООО «Лукойл–Коми», смесь нефтей Инзырейского, Колвинского и Средне- Харьягинского месторождений при 5 Сбудет иметь вязкость 9980 мПа/с и не соответствовать требованиям. Необходимый показатель можно достичь добавлением депрессатора ДПП-1 концентрацией 3000 г/т, динамическая вязкость смеси при этом будет 33,4 мПа с, кинематическая - 37,1 мм 2 /с. Прогнозирование формирования АСПО в системе трубопровода следует проводить с учётом аддитивности свойств вязкости, возникающие при смешивании нефтей, а также учитывая концентрации обоснованных депрессаторов для составляющей компоненты транспортируемой смеси. В главе приведён алгоритм принятия решений по повышению успешности применения технологий борьбы с АСПО на основе рекомендуемых составов. Рассмотрены два способа ввода комплексной присадки ДПП-1 в скважину постоянная дозировка с помощью специальных устройств и периодическая закачка с последующей процедурой циркуляции. Постоянную дозировку ДПП-1 с использованием специальных дозирующих устройств следует проводить по капиллярному кабелю или бронированной капиллярной трубке, спускаемой на забой фонтанной, либо допри ма насоса механизированной скважины. Начало дозирования реагента в скважину осуществляется одновременно с запуском её в работу после предварительной подготовки. В течении двух дней присадку подают в режиме ударной дозировки, с последующим снижением расхода до оптимальных значений дозирования, предусмотренных технологическим процессом. При отсутствии кабеля с капиллярной трубкой или дозатора обработка скважины осуществляется по технологии периодической закачки реагента в межтрубное пространство с последующей циркуляцией. Периодичность обработки скважины поданной технологии должна составлять 1 разв суток и может быть уточнена входе проведения опытно – промысловых испытаний. Комплексная присадка ДПП-1 может проявлять депрессорные свойства и её рекомендуется использовать при транспортировке нефти в системе трубопроводов. Однако, эффективность её применения зависит от обводнённости нефти, её температуры, предварительного растворения реагента в растворителе и температуры получившейся смеси. Температура нефти перед вводом присадки на 10-12 С должна быть выше температуры растворения парафинов, содержащихся в нефти. Целесообразность в данном подходе возникает из-за необходимости предварительного растворения парафинов, наличие которых снижает эффективность применения присадки. Таким образом, учитывая наличие депрессорных и ингибирующих свойств реагента ДПП-1, обоснованы рекомендации его применения с целью регулирования реологических свойств нефтей различной вязкости при условии их совместной транспортировки в системе трубопроводов. 23 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ 1 Обобщены экспериментальные, теоретические и промысловые исследования применения химических методов борьбы с АСПО. Установлены приоритетные направления поиска химических реагентов комплексного воздействия с целью предотвращения образования отложений с различным групповым составом АСПО, достигаемого путём образования на поверхности НКТ гидрофильной плёнки, адсорбцией молекул на кристаллах парафина, образованием тонкодисперсной системы в потоке жидкости. Предложен алгоритм принятия решения по подбору реагентов, предотвращающих образование АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования. 2 Определены факторы, влияющие на формирование и интенсивность накопления АСПО, степень их влияния на процесс. Снижение давления, температуры, скорости движения потока и повышение обводнённости в диапазоне 40-80% интенсифицируют процессы образования АСПО; уменьшение газонасыщенности приводит к образованию структурированных и тугоплавких отложений в условиях месторождений Республики Коми. 3 Предложены методические рекомендации по выбору комплексных составов с депрессорными, модификационными, диспергирующими, смачивающими и деэмульгирующими свойствами с учётом синергетизма процессов и установления температуры структурных переходов с целью предотвращения образования отложений и конгломерации, на основе особенностей их формирования для Инзырейского месторождения. 4 Входе экспериментов установлены степень влияния деэмульгаторов ДИН-2Д и СНПХ-4460 на температуру потери текучести и реологические свойства высоковязких смолистых и маловязких парафинистых нефтей, а также их смеси. Подтверждено отсутствие негативного влияния деэмульгатора ДИН-2Д на реологические свойства нефти и усиление его действия на депрессор ДПП-1 (не более 2-4% при обводнённости до 10%) для высоковязкой смолистой нефти Инзырейского месторождения и маловязкой парафинистой нефти Средне- Харьягинского месторождения. 5 Выполнено тестирование отмывающей способности растворителей (СНПХ А, ForesSA-30, Пральт-НК, Аспор А, РКД МФ, Нефрас АСПО, Нефрас-М С, СНПХ В, Алдинол-50, Аспор Б, Р-018и др) АСПО Инзырейского месторождения с использованием бально-рейтинговой системы оценки эффективности реагентов по степени и скорости растворения отложений. Реагенты СНПХ Аи, показавшие моющую способность выше 50%, рекомендованы к проведению промысловых испытаний. 6 При смешивании нефтей различной вязкости в системе сбора ПСН «Харьяга», осуществлено прогнозирование вязкостных характеристик смесей нефтей, количества отложений и его распределение в нефтепромысловом оборудовании, на основе регресссионных уравнений вязкости и скорости сдвига в присутствии депрессора при температурах 0-50 С с учётом аддитивных свойств вязкости. В присутствии ДПП-1 с дозировкой 2000 г/т вязкость смеси нефтей составляет 172,2 мПа с, при 3000 г/т – 33,4 мПа с. 7 Обоснована методология расчёта параметров формирования и накопления АСПО и технологические приёмы реализации депрессорной присадки ДПП-1 и растворителей 24 СНПХ Аи при добыче и сборе скважинной продукции Инзырейского, Колвинского и Средне-Харьягинского месторождений с учётом формирования и накопления АСПО в нефтепромысловом оборудовании. Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах в изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования РФ 1. Шадрина П.Н., Фархутдинова ЛИ, Волошин АИ, Ленченкова Л.Е. Методические аспекты обеспечения фазовой стабильности нефтепромысловых флюидов при добыче, транспортировке и подготовке нефти Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. -2015.- №6. -С. URL: http://ogbus.ru/issues/6_2015/ogbus_6_2015_p218-233_ShadrinaPN_ru.pdf 2. Шадрина П.Н., Фархутдинова ЛИ, Волошин АИ, Ленченкова Л.Е. Обоснование применения депрессоров для смесей различных высоковязких нефтей при их совместной транспортировке // Нефтегазовое дело. - 2015. -том 13. - №3. – С. 37-42 3. Шадрина П.Н., Волошин АИ, Ленченкова Л.Е., Мочалкин Д.С. Методология подбора реагентов для ингибирования высокопарафинистых нефтей // Нефтегазовое дело. - 2016. -том 14. - №4. – Св других изданиях 4. Шадрина П.Н., Волошин АИ, Ленченкова Л.Е. Подбор ингибиторов с регулируемыми свойствами предотвращения выпадения парафина при транспортировке нефтей различной вязкости Электронный научный журнал Нефтегазовая провинция. – 2016. - №1. – С 5. Ленченкова Л.Е., Шадрина П.Н., Мочалкин Д.С., Волошин АИ, Ленченков НС. Прогнозирование реологических характеристик смесей нефтей различной вязкости при их совместной транспортировки материалы международной научной конференции «Наукоёмкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса- Уфа РИЦ БашГУ, 2016 – С. 13 6. ЛИ. Фархутдинова, Л.Е. Ленченкова, АИ. Волошин, В.В. Рагулин, П.Н. Шадрина, АР. Ахтямов. Предупреждение образования отложений парафина в технологических процессах добычи и транспорта высокопарафинистой нефти В сб. трудов международной научно- технической конференции Современные технологии в нефтегазовом деле – 2015», в 2 т. Т. – Уфа Аркаим, 2015. – 412 с. 7. ЛИ. Фархутдинова, Л.Е. Ленченкова, П.Н. Шадрина Анализ эффективности ингибиторов парафиноотложений и технологий их использования для предупреждения образования АСПО в технологических процессах добычи и транспорта нефти Материалы VII Международной научно- практической конференции молодых ученых Актуальные проблемы науки и техники. - Уфа РИЦ УГНТУ, - 2014. - С. 110-111 8. Каракаев Д. З, Шадрина П.Н., Гафаров ША Использование результатов кинетических исследований для оценки эффективности растворителей АСПО // я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ : сб. материалов конф. / УГНТУ. - Уфа, 2014. - Кн. 1. - С. 130-131. 9. Шадрина П. Н, Фархутдинова ЛИ. Подбор депрессантов и норм их дозировки, необходимых для поддержания реологических свойств нефти Яро- Яхинского и Самбургского нефтегазоконденсатных месторождений // я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ : сб. материалов конф. / УГНТУ. - Уфа, 2014. - Кн. 1. - С. 139-140. 10. Л.Е. Ленченкова, АИ. Волошин, П.Н. Шадрина, ЛИ. Фархутдинова Обоснование технологического процесса и подбора реагентов для предупреждения образования АСПО из лёгких нефтей при их транспортировке // Материалы IV Всероссийской научно – практической конференции Практические аспекты нефтепромысловой химии- Уфа Изд-во БашНИПИнефть, 2014. – С. 67-68. 11. Л.Е. Ленченкова, АИ. Волошин, П.Н. Шадрина, ЛИ. Фархутдинова Подбор реагентов регулирующих реологические свойства высоковязких парафинистых нефтей для обеспечения её транспортировки по трубопроводам // Материалы V Всероссийской научно – практической конференции Практические аспекты нефтепромысловой химии- Уфа Изд-во БашНИПИнефть, 2015. – С. 149. |