Аннотация: В работе рассмотрены причины ухудшения прокачиваемости нефти по трубопроводу и подбору эффективных составов для снижения вязкости нефтяной продукции с целью уменьшения линейных давлений при перекачке скважиной продукции различных месторождений. Технологии выбирались на базе результатов исследований и разработки теоретических моделей сложных структурных единиц высокомолекулярных углеводородов, определяющих вязкостные и низкотемпературные свойства нефтяного сырья.

Ключевые слова: асфальтены, коллоидная система, смолы, обезвоживание,  реагенты-растворители, внутритрубная деэмульсвция, апгрейт.

В связи с выработкой многих крупных месторождений основные резервы добычи нефти сосредоточены на месторождения с трудноизвлекаемыми запасами – высоковязкими и высокопарафинистыми нефтями. Россия - третья (после Канады и Венесуэлы) страна по объемам тяжелых углеводородных ресурсов. Запасы тяжелой и битуминозной нефти составляет не менее 55% от общих запасов российской нефти. Высоковязкие нефти как правило содержат уникальные компоненты стоимость которых может превосходить стоимость стандартного ассортимента нефтепродуктов и при этом большинство применяемых технологий транспортировки тяжелых высоковязких нефтей – затратны и недостаточно эффективны.

Суть выбранных технологий определяется на базе результатов исследований и разработки теоретических моделей сложных структурных единиц высокомолекулярных углеводородов, определяющих вязкостные и низкотемпературные свойства нефтесырья (ССЕ-факторы вязкости). На Рисунке 1 представлен график, на котором отражена связь фракционного состава нефтесырья, ССЕ и вязкости, построенный  на данных литературных источников [1].

Из графика следует что тяжелые нефти и битумы содержат большое количество ССЕ. Сложные структурные единицы (асфальтены, смолы, и т.п.) образуют сложную коллоидную систему, тормозящую движение жидкой фазы. При периодических нагреваниях и охлаждениях ССЕ увеличиваются в размерах и массе.

Основная применяемая технология снижения вязкости: использование нагрева и маловязкого растворителя. Эта технология обладает недостатками: затраты на регенерацию растворителя, дополнительные энергозатраты на перекачку выше на 30-35%;

Одним из объектов исследования являлся способ обезвоживания нефти Русского месторождения. Эта нефть обладает высокой вязкостью и не содержит парафинов, а так же является уникальной по потенциальному ассортименту масляных нефтепродуктов, поэтому для одновременного решения проблемы снижения вязкости и деэмульсации Русской нефти было предложено ее разбавление дизельной фракцией самой Русской нефти, выделенной пометоду апгрейт. На Рисунке 2 представлена зависимость динамической вязкости водонефтяных эмульсий от содержания дизельной фракции..

Как следует из графика, более эффективно снижает вязкость нефти дизельная фракция Русской нефти. Использование этого метода гарантирует снижение вязкости и сохранение качества масел, выделяемых из Русской нефти. Для этого метода необходима организация перегонки нефти вблизи места её добычи.

Принцип внутритрубной деэмульсации очень прост. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом подается деэмульгатор (15-20 г на 1 т нефтяной эмульсии), который перемешивается с этой эмульсией в процессе её движения до установки подготовки нефти (УПН) и разрушает её.

Эффективность этого метода зависит от многих факторов, основными из которых являются: эффективность самого деэмульгатора, интенсивность и длительность перемешивания эмульсии с поверхностно-активными веществами (ПАВ), количество воды, содержащейся в эмульсии, и температура смешивания. Чем больше эффективность ПАВ, длительность перемешивания и количество воды и температуры эмульсии, тем интенсивнее происходит внутритрубная деэмульсация. Однако эффективность внутритрубной деэмульсации падает при увеличении содержания в нефти асфальтенов, а так же увеличения плотности и вязкости этой нефти. Внутритрубная деэмульсация позволяет организовывать предварительный сброс воды, который целесообразен при содержании воды в продукции скважин более 30%.

Внедрение внутритрубной деэмульсации стало возможным при появлении результативных деэмульгаторов, что увеличило производительность УПН и качество подготавливаемой нефти.

Исследования проводились на образце нефтяной продукции Кротково-Алешкинского месторождения АО

«Самаранефтегаз». Была выявлена повышенная вязкость образца продукции, обусловленная высокой эмульсионностью и повышенным содержанием парафинов, что служит причиной образования отложений асфальтосмолистых парафиновых (АСПО)веществ.

В лабораторных условиях были проведены исследования по подбору эффективных деэмульгаторов для облегчения транспортировки водонефтяной эмульсии Кротково-Алешкинского месторождения.

o

Испытания проводили методом «Бутылочных проб» при температуре  20-25

С, выдерживая пробы от 20

минут до 2 часов и замеряя количество выделившейся воды и измерения кинематической вязкости.

Исходя из полученных результатов подобранные реагенты-деэмульгаторы ( реапон 4В, ДИН 2 Д, Союз 1000 и опытный реагент) позволяют снизить вязкость , и как следствие улучшить прокачиваемость нефтяной продукции Кротково-Алешкиского месторожденияметодом трубной деэмульсвции [2].

Так же было проведено исследование нефти Смородинского месторождения по подбору эффективного ингибитора АСПО[2] со снижающим вязкость эффектом для трубопроводного транспорта данного месторождения, так же снижающим температуру застывания нефти.

На первом этапе проводилось тестирование реагентов на ингибирование АСПО и по совокупности анализов был сделан вывод, что для опытно-промысловых испытаний рекомендуется депрессатор ФЛЭК ИП 102, что обеспечивает снижение температуры застывания нефти до -2 при эффективности ингибирования АСПО 55%. Для изучения снижения температуры застывания данной нефти проводилось исследования по влиянию предварительной термообработки исходной нефти. Исследования проводилась в течение 2 ч с последующим естественным охлаждением нефти. Полученные результаты свидетельствует о незначительном влиянии данного вида обработки на снижение температуры застывания ввиду высокого количества в нефти асфальтено-смолистых веществ, которые не поддаются термовоздействию.

Поэтому в соответствии с физико-химическими свойствами нефти, представленных в Табл.1, предложен метод использования легких ароматических углеводородов в качестве растворителей.

Таблица 1 

Характеристика проб разгазированных нефти скв.254 Смородиновского месторождения

 

Показатели	Результаты
Плотность при 20 0С, кг/м3	963.8
Обводненность, об. %	1.5
Вязкость динамическая мПа*с ,при 20 0С	10810
Температура застывания	4
Содержание, мас. % Парафин Смол асфальтенов	8,54 9,91 12,1

 

Таблица 2 Влияние разбавления Смородинской нефти бензол-толуольной фракцией на её температуру застывания

Бензол-толуольная фракция, об. %	Температура застывания смеси, 0С,
5	-6
10	-10
20	-18

 

Из Табл.2 следует что данный метод достаточно эффективен и его можно рекомендовать как использовать отдельно, так и в совокупности с реагентами депрессорного воздействия.

Таким образом, были исследованы высоковязкие нефти России:

1.       Русского месторождения, для которой получены результаты поснижению вязкости нефти с использованием выделенной из нее дизельной фракции для сохранения уникальных свойств самой нефти;

2.   Для Кротково-Алешкинского месторождения выбраны реагенты, позволяющие эффективно проводить трубную деэмульсацию с использованием подобранных деэмульгаторов;

3.      На примере Смородинского месторождения рассматривался комплексный подход по снижению температуры застывания и вязкости. Подобранные реагенты благоприятно влияют на прокачиваемость нефтяной продукции скважин.

Проведенные исследования показали, что в любом случае следует индивидуально подходить к подбору реагентов в зависимости от физико-химических свойств исследуемой продукции скважин.

Список литературы

1.     Елашева О.М. Повышение ресурсов углеводородного сырья вовлечение в переработку нефтесодержащих отходов. Канд.дисс.2002г.

2.     Елашева О.М., Смирнова Л.Н. Экологические аспекты реализации отходов нефтедобычи с целью расширения ресурсов нефтяного сырья. Национальная ассоциация ученых (НАУ) №2 (7) 2015 Часть 3.с.54- 56