ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОБ НЕФТИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕМПЕРАТУРЫ НАСЫЩЕНИЯ ПАРАФИНА НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

На сегодняшний день большинство месторождений, находящиеся на завершающей стадии разработки, характеризуются крайне частыми и множественными осложнениями. Опыт эксплуатации скважин показывает, что в течение определенного времени на поверхности промыслового оборудования образуются отложения асфальтосмолистых веществ и парафина.

Отложения покрывают достаточно толстым слоем стенки НКТ, что приводит к увеличению гидравлического сопротивления. Так же отложения образуются и в призабойной зоне пласта, о чем свидетельствуют факты постепенного снижения продуктивности. Интенсивное образование отложений приводит к полному перекрытию труб и каналов в затрубном пространстве, что рождает необходимость проведения подземных ремонтов в целях депарафинизации скважин. Поэтому необходимо правильно устанавливать технологический режим работы оборудования исходя из условий образования АСПО. Основным показателем, характеризующим данный вид осложнения, является температура насыщения нефти парафинами.

В современной практике существуют различные способы определения температуры насыщения нефти парафинами, например, визуальный, термографический, ультразвуковой и рефрактометрический.

 Однако при осуществлении визуального способа удается регистрировать температуру массовой кристаллизации парафина из нефти, а не температуру начала кристаллизации, вследствие чего получают заниженные результаты.

 При термографическом способе температуру кристаллизации парафина определяют в процессе охлаждения нефти, то есть в заведомо неравновесном состоянии. Следовательно, в этом случае возможно получение несколько заниженных результатов.

Недостаток ультразвукового способа состоит в том, что при кристаллизации парафина из нефти, парафин выпадает в мелкодисперсном состоянии, что вызывает трудность интерпретации. Кроме того, для выполнения способа требуется дорогостоящая аппаратура.

В данной работе для определения температуры начала парафинизации нефти была использована установка «Wax Flow Loop». Установка представляет собой замкнутый контур, по которому циркулирует исследуемая проба в заданных скоростных и термобарических режимах. Оснащенная развитыми системами измерений, системами поддержания термобарических и скоростных режимов работы, тестовая секция установки представляет собой небольшой трубопровод. Это позволяет получать большинство показателей потока непосредственно в условиях трубопровода, что на порядок повышает их достоверность, практическую значимость и снижает вероятность ошибки в проектных решениях.

Применяется установка для следующих задач:

• Исследование выпадения парафинов и асфальтенов.
• Определение температуры начала кристаллизации парафинов. Измерения позволяют оценить вероятность возникновения осложнений, связанных с осаждением парафинов. Параметр определяется в момент, когда перепад давления между входом и выходом испытательного контура отложения парафинов начинает возрастать.
• Разработка и оптимизация ингибиторов и диссольверов парафина.
• Анализ скорости отложения парафинов: соответствует количеству парафина, которое откладывается на внутренней стенке трубки испытательного контура во времени. Параметр рассчитывается из изменения величины перепада давления по испытательному контуру отложения парафинов.
• Испытание поверхностных эффектов трубопровода.
• Выявление предельного статического напряжения сдвига – ПСНС (предела текучести) и условия рестарта трубопровода.

Испытательный стенд представляет собой замкнутую изолированную гидравлическую систему, в которой все линии постоянно находятся под требуемым давлением испытания и исследуемая проба не подвергается разгазированию. Контейнер для пробы газированной нефти обеспечивает поддержание температуры нефти выше ТНКП (WAT) на протяжении всего испытания.

В испытательном трубопроводе проба прокачивается через термостатичный участок испытательного трубопровода. Термостатирование происходит при помощи охлаждающей ванны, в которую погружен испытательный контур.  На этом участке температура стенок трубопровода может быть отрегулирована при помощи нагрева или охлаждения. Измерения температуры и давления на входе и выходе испытательного трубопровода показывают влияние выпадения парафинов на условия в трубопроводе. Осаждение парафинов на стенках трубопровода приводит к уменьшению диаметра трубопровода. Выявляется данный процесс путем измерения перепада давления в трубопроводе. Также парафиновый слой на внутренней стенке трубопровода вызывает теплоизоляционный эффект, который приводит к повышению температурного градиента. Величина возрастания давления позволяет определить температуру начала кристаллизации парафина.

Экспериментальные данные, полученные на Циркуляционном испытательном стенде, используются в качестве исходных данных в специализированном программном обеспечении моделирования для получения представительной модели нефти, которая может быть использована применительно к реальным условиям добычи и трубопроводного транспорта.

В работе были исследованы пробы нефти, отобранные на месторождении крайнего севера с различных скважин. Для дальнейшей работы нефть была подготовлена путем отстоя и удаления основной массы механических примесей. В результате исследования были получены такие значения температур как 14 ºC; -4,5 ºC; 11 ºC; 13,5 ºC; 14,5 ºC; 19,5 ºC; 24,5 ºC. Однако значения 13,5 и 14 ºC встречались не однократно. Значения температур варьируются от отрицательных до достаточно высоких положительных. Это говорит о том, что есть скважины, на которых есть риск возникновения отложений парафинов. Из этого следует, что на таких скважинах необходимо использование ингибиторов парафинообразования.

Список литературы:

1. Способ определения температуры кристаллизации парафинов в нефти патент РФ №2495408, опубл. 10.09.2008 г.
2. Способ определения температуры начала кристаллизации парафина из нефтей патент РФ №181379, опубл. 15.04.1966 г.
3. Щевликамов В.В., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1970. - 160 с.