Методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (аспо) с учётом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований

Методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (аспо) с учётом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для системного выбора эффективного растворителя, учитывающего влияние данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.

Как правило, при выборе и оценке эффективности растворителей для удаления АСПО проводится только оценка их растворяющей способности с использованием одной из методик: (Нагимов Н.М., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. «Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтено-смоло-парафиновых отложений», журнал «Нефтяное хозяйство», №11, 2002 г. - стр. 79-81), (Турукалов М.Б. «Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений», Дис. канд. хим. наук. - Краснодар. Кубанский государственный технологический университет, 2007 г. - стр. 156), (СТП 03-153-2001 «Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО» Стандарт предприятия АНК Башнефть. - 2001 г.).

При этом не учитывается, что растворители оказывают существенное влияние на кинетическую устойчивость нефти. Это свойство растворителей широко используется в процессах переработки нефти. Изменение кинетической устойчивости нефти может оказать негативное влияние на процессы выработки запасов и эксплуатации скважин. Происходит расслоение, разрушение нефтяной дисперсной системы в результате выделения коагулятов, представляющих собой в зависимости от плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды осадки или всплывающие образования. Расслоение нефтяной дисперсной системы приводит к образованию нефтешламов, снижению фильтрационно-емкостных свойств пластовой системы и призабойной зоны пласта. Таким образом, кинетическая устойчивость отражает способность системы сохранять в течение определенного времени одинаковое в каждой точке распределение частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде.

Цель изобретения - выбор эффективного растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.

Изобретение может быть использовано для проведения параллельных исследований по оценке растворяющих способностей растворителя и определения влияния данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.

Поставленная цель достигается применением методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.

При осуществлении технологий для удаления органических отложений с применением растворителя проводится выбор эффективного растворителя, не оказывающего негативного влияния на нефтяную дисперсную систему. Это достигается посредством окончательного выбора растворителя с наибольшей величиной фактора устойчивости и наиболее высокой растворяющей способностью.

Методика системного выбора растворителя включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей по предлагаемой методике, определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти, после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью. Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.

При выборе растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО), имеющего максимальную эффективность и не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость нефти, проводятся поэтапные лабораторные исследования.

Первый этап. Определяется эффективность растворения (Э_р) следующим образом. Проводится измерение массы подготовленных образцов поверхности (металлическая или иная пластинка размером 50×30×2 мм, с покрытием и без покрытия, с различной степенью шероховатости). Затем образец поверхности нагревается до 80°C, на него приплавляется образец пробы органических отложений, отобранный с максимальной осторожностью для сохранения структуры. До проведения исследований образец отложений, отобранный с максимальной осторожностью, хранится в герметичном контейнере. При нанесении образца отложений на нагретую до температуры плавления металлическую пластинку происходит сцепление отложений с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Таким образом, обеспечивается прочность сцепления образцов с поверхностью и исключается погрешность определения, связанная с уплотнением структуры органических отложений в процессе формирования образца.

В случае необходимости обеспечения динамического режима растворения используется перемешивающее устройство. Определяется масса пластинки с органическими отложениями. Затем пластинка с наплавленными отложениями подвешивается на нижний крюк весов, опускается в термостатируемый сосуд с растворителем объемом 100 см, установленным на платформе перемешивающего устройства (при необходимости), и располагается в растворе вертикально. Температура растворителя поддерживается с точностью ±0,1°C, градиент температуры по объему сосуда составляет не более ±0,1°C.

Второй этап. Определяется влияние растворителя на кинетическую устойчивость нефти (Ф_у). Для этого пробы нефти со скважинного пробоотборника отбираются в сосуд объемом 1500 мл, затем проводится обезвоживание проб с использованием центрифуги ОПн-Зм в течение 5 минут при частоте 2500 об/мин, далее проводился отбор пробы нефти объемом 10 мл. Центрифуга ОПн-Зм изготовлена в климатическом исполнении УХЛ 4.2 по ГОСТ 15150-69. Устройство обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин с дискретностью 100 об/мин, допустимое приведенное отклонение частоты вращения от максимальной рабочей частоты вращения в диапазоне от 2000 до 2700 об/мин - не более 5%, максимальная величина фактора разделения 1670, максимальный объем центрифуги 150 мл, центрифуга обеспечивает задание времени центрифугирования в интервале от 0 до 99 мин с дискретностью 1 мин.

10 мл нефти смешивается с 10 мл растворителя и термостатируется в трубках Либиха в течение 8 часов при температуре 30°C. Эксперименты проводятся на 2 трубках. В первой трубке находится контрольная проба нефти, во второй - нефть с исследуемым растворителем. По истечении 8 часов с верхней части трубки отбираются пробы нефти в объеме по 0,08 мл для измерения оптической плотности по предлагаемой методике. Оптическая плотность измеряется на фотометре КФК-3. Спектральный диапазон работы фотометра КФК-3 от 315 до 990 нм. Пределы измерения: коэффициента пропускания 0,1-100%, оптической плотности 0-3. Предел допускаемого значения основной абсолютной погрешности фотометра при измерении коэффициента пропускания 0,5% абс. Предел допускаемой основной абсолютной погрешности установки длины волны 3 нм. Предел допускаемого среднеквадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности 0,15% абс. В опытах используется кварцевая кювета с длиной оптического пути 1,060 мм.

Выбор растворителя проводится на основе комплексного показателя К_э - коэффициента эффективности растворителя, характеризующего эффективность растворения с учетом влияния растворителя на нефтяную дисперсную систему.

Коэффициент эффективности растворителя К_э определяется по формуле:

где Эр - эффективность растворения, определяется по предлагаемой методике;

Ф_у - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем.

где D₁ - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;

D₂ - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти.

Выбирается растворитель, имеющий максимальный коэффициент эффективности.

Результаты экспериментов для различных типов растворителей представлены в таблице 1.

Таким образом, из таблицы 1 видно, что минимальное влияние на кинетическую устойчивость нефти оказывает нефть + МИА-Пром. Следовательно, при прочих равных условиях и примерно равной эффективности растворения наибольший коэффициент эффективности у растворителя МИА-Пром.

Данная методика позволяет исключить осложнения в процессах добычи и подготовки нефти после применения растворителей, выбранных без учета их влияния на кинетическую устойчивость.

Применение методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований на основе определения коэффициента эффективности растворителя обеспечит не только эффективное растворение АСПО, но и предопределит появление осложнений, связанных с формированием устойчивых эмульсий в системе нефтесбора, связанных с последующим быстрым снижением фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта после проведения обработок призабойной зоны (ОПЗ) растворителем вследствие адсорбции насыщенных асфальтенами тяжелых фракций нефти на поверхности пор породы коллектора.

Учитывая высокую стоимость деэмульгаторов, а так же то, что стоимость одного подземного ремонта скважин по ликвидации осложнений составляет около 4 тыс. рублей, и незначительные затраты на проведение исследований по определению фактора кинетической устойчивости, данный метод является более экономически эффективным, так как позволяет учитывать возможные риски появления осложнений.

Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.

Методика системного выбора растворителя включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей, отличающаяся тем, что проводится определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценка влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти, после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью, где коэффициент эффективности растворителя К_э определяется по формуле: где Эр - эффективность растворения;Ф_у - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем: где D₁ - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;D₂ - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти.