Изучение эффективности применения газового конденсата для ликвидации асфальтосмолопарафиновых отложений на Иреляхском ГНМ Республики Саха (Якутия)

ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ИРЕЛЯХСКОМ ГНМ РЕСПУБЛИКИ САХА

Иванова Изабелла Карловна доцент, канд. хим. наук, вед. науч. сотр., ФГБУНИПНГ СО РАН, г. Якутск

E-mail: iva-izabella@yandex. ru

STUDY OF THE EFFICIENCY OF THE GAS CONDENSATE USING FOR ELIMINATION OF THE ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS IN THE IRELYAKH GAS AND OIL FIELD OF THE REPUBLIC OF SAKHA

Izabella Ivanova

Docent, candidate of chemical sciences, Leading Researcher, Institute of Oil and Gas

Problems SB RAS, Yakutsk

АННОТАЦИЯ

В данной работе рассматриваются результаты использования газового конденсата для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), образующихся в нефтяном оборудовании на Иреляхском газонефтяном месторождении Республики Саха (Якутия). Изучена растворимость АСПО в газовом конденсате, гексане и гексан-бензольной смеси при температурах эксплуатации скважины. Установлено, что для удаления АСПО при низких температурах наиболее эффективными являются алифатико-ароматические растворители.

ABSTRACT

The paper considers the results of using the gas condensate for removing the asphaltene-resm-paraffin deposits (ARPD) formed in the oil equipment of the Irelyakh gas and oil field in the Republic of Sakha (Yakutia). The solubility of the ARPD in gas condensate, hexane and hexane - benzene mixture at the well operation temperatures was studied. It was found that the most effective solvents to remove the ARPD at low temperatures are aliphatic- aromatic one.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения; газовый

конденсат; эффективные растворители; пластовые температуры.

Keywords: asphaltene-resin-paraffin deposits; gas condensate; effective

solvents; reservoir temperature.

На территории Якутии нефтяные месторождения, находящиеся в опытно -промышленной эксплуатации, расположены в зоне сплошного распространения многолетнемерзлых пород. Добываемые нефти характеризуются преимущественно метановым составом (41—73 %) и повышенным содержанием асфальтенов (до 11 %) и смол (до 43 %) [1, с. 60]. Перечисленные факторы приводят к коагуляции и кристаллизации асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) непосредственно в пласте, в его призабойной зоне (ПЗП) и на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ).

Основным способом борьбы с АСПО, на Иреляхском ГНМ является периодическая обработка НКТ добываемым на этом же месторождении газовым конденсатом, ежегодный расход которого составляет порядка 300 м3, однако полностью очистить оборудование от отложений не удается.

Таким образом, целью настоящего исследования является изучение растворимости АСПО в газовом конденсате, а также определение наиболее эффективного растворителя для удаления АСПО при низких температурах.

В экспериментах использовали АСПО (Иреляхском ГНМ), образующиеся на поверхностях НКТ. Поскольку пластовая температура залежи не превышает 10—150С, эксперименты были проведены при 10 и 25оС. Групповой состав АСПО определен адсорбционным методом по Маркуссону, установлено, что исследуемое АСПО относится к парафиновому типу (тип П3). В качестве растворителей АСПО были изучены: газовый конденсат, гексан, как модель легкой фракции конденсата и композиционная смесь, состоящая из гексана и бензола (ГБС) в соотношении 1:1.

Углеводородный состав газового конденсата был изучен методом газожидкостной хроматографии. Из табл. 1 видно, что в составе исследуемого газового конденсата преобладают насыщенные УВ (97,26 об. %). Н-алканы представлены гомологическим рядом C4H10 — C20H42. Кривая молекулярно-

массового распределения н-алканов имеет бимодальный характер с максимумами на ^ и ^2. Средние и высокомолекулярные гомологи доминируют. Сумма низкокипящих УВ ^-^ — 10,84, ^-^о — 34,33 об. %. Нафтены и ароматические УВ находятся в подчиненных количествах, 4,96 и 2, 74 об. %, соответственно.

Таблица 1.

Групповой УВ состав газового конденсата Иреляхского месторождения

Г рупповой УВ состав С, об.%

Сумма насыщенных УВ, в т. ч.: 97,26

н-алканов, в т. ч.: 45,17

£С4 - С8 10,84

£С9 - С20 34,33

изоалканов (2 и 3-метил) 32,74

изопреноидов 14,39

циклоалканов 4,96

Сумма ароматических УВ 2,74

Оценку эффективности растворителей производили по методике «Нефтепромхим». Каждый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, затем тщательно перемешивался и формировался в виде цилиндра 12^20 мм. Далее образец охлаждался до комнатной температуры и помещался в заранее взвешенную корзиночку из латунной (стальной) сетки с размером ячеек 1,5*1,5 мм. Размер корзиночки 70*15*15 мм. Корзиночка с известной навеской АСПО снова взвешивалась с точностью до 0,001 г и помещалась в стеклянную герметичную ячейку, куда наливался растворитель объемом 100 мл. Температура при которой проводился эксперимент составляла 10 и 250С. По истечении 4-х часов корзиночка с оставшейся неразрушенной частью АСПО вынималась и высушивалась до достижения ею постоянного веса. Разрушившаяся, но нерастворившаяся часть АСПО, выпавшая из корзиночки в ячейку, отфильтровывалась, высушивалась до постоянного веса и взвешивалась.

Таким образом, для оценки эффективности растворителей использовались следующие результаты эксперимента: масса АСПО, взятого на анализ; масса

остатка АСПО в корзиночке и масса АСПО на фильтре. По этим значениям были определены характеристики растворителя:

• Способность растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Это диспергирующая способность растворителя. Оценивалась по количеству АСПО, оставшемуся на фильтре, выраженному в %, мас. Этот показатель должен быть оптимальным, так как при очень высокой диспергирующей способности растворителя существует вероятность образования фрагментов АСПО, которые могут забивать коллектор ПЗ.

• Способность растворителя образовывать с компонентами АСПО истинный раствор. Это растворяющая способность растворителя. Оценивалась по количеству АСПО перешедшему в раствор, выраженному в %, мас. Значение этого показателя должно быть как можно большим.

• Способности растворителя одновременно растворять и разрушать компоненты АСПО. Это так называемая моющая способность растворителя. Оценивается по разнице между АСПО, взятым на анализ, и остатком АСПО в корзиночке в % мас. Этот показатель можно считать универсальным. Чем выше эта величина, тем выше эффективность растворителя. Результаты исследования приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Диспергирующая, растворяющая и моющая способности УВ _________________ растворителей_______________________________

Растворитель ГС Способность, % мас.

Диспергирующая Растворяющая Моющая

Г азовый конденсат 10 15 23 38

25 10 53 63

Г ексан 10 15 72 87

25 11 86 97

Г ексан+Бензол=1: 1 10 20 80 100

25 7 93 100

Установлено, что применение газового конденсата при любых температурах является не лучшим выбором для удаления отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования. Наиболее эффективно

разрушают структуру парафинистого АСПО гексан и ГБС, т.к. в состав этих реагентов входят низкокипящие алифатические УВ, которые являются неплохими растворителями парафиновых УВ. Следует отметить, что при повышении температуры растворяющая способность реагентов увеличивается, тогда как диспергирующая — уменьшается. Видно, что композиционный алифатико-ароматического растворитель лучше всего подходит для удаления парафинистого АСПО в условиях низких пластовых температур.

Таким образом, показано, что максимальный технический и, соответственно, экономический эффект при применении газового конденсата, в качестве растворителя АСПО на Иреляхском месторождении, может быть достигнут: 1) путем фракционирования конденсата на пункте подготовки нефти, с получением гексановой фракции, при чем можно будет получить на месте дополнительную качественную дизельную фракцию с высоким цетановым числом; 2) подбором и разработкой композиционного состава на основе конденсата или прямогонных нефтяных фракций с добавлением ароматических присадок.

Список литературы:

1. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафтидов востока Сибирской платформы / Отв. ред. А.Э. Конторович. — Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. — 160 с.