CC BY
462
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ
УДК 622.276:655.622.43.066.6
И. Н. Дияров, Н. Ю. Башкирцева КОМПОЗИЦИОННЫЕ НЕИОНОГЕННЫЕ ПАВ ДЛЯ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Ключевые слова: нефть, поверностно-активные вещества, деэмульгатор, сложноструктурная единица, коллоидная система, композиционная система. oil, superficially-active materials, deimulsifier, complex structured unit, colloidal system, composition system
Разработана комплексная технология повышения эффективности процессов добычи, подготовки и транспортирования высоковязких нефтей воздействием смеси неионогенных ПАВ. Установлен общий механизм их действия.
Complex technology of increase of efficiency of processes of booty, preparation and portage of high viscid oils influence of mixture of non-ionogenic superfi-cially-active materials is developed. The general mechanism of their action is set
В ХХ веке произошло 15-тикратное увеличение уровня потребления энергоресурсов, основную долю в которых составляют нефть и газ. В ближайшей перспективе доминирующее положение, как основного источника моторных топлив и сырья нефтехимических производств, сохранится за нефтью. Вместе с тем, опережающая добыча из активных запасов приведет к тому, что через 20 лет основной объем мировой добычи до 70 % будет обеспечиваться за счет трудноизвлекаемых запасов нефти. Уже сегодня в России на большинстве крупнейших нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов увеличилась более чем в 10 раз и продолжает увеличиваться.
Мировые геологические ресурсы тяжелых нефтей оцениваются в 700 млрд. т, что соизмеримо с мировыми запасами обычной нефти. В отличие от обычных нефтей, высоковязкие тяжелые нефти являются высококонцентрированными ассоциированными дисперсными системами, что осложняет не только их добычу, но и негативно отражается на их транспортировке и подготовке. Особое место занимают нефти с содержанием асфальтосмолистых веществ выше критического значения (35 % мас.), примером которых являются нефти месторождений Республики Татарстан. Добыча, подготовка и транспортировка таких нефтей не возможна без применения специальных технологий. Вместе с тем, отсутствие системного подхода к вопросам интенсификации часто приводит к осложнениям, возникающим на последующих стадиях, а применяющиеся реагенты зачастую несовместимы друг с другом. Поэтому необходимо рассматривать проблемы добычи, сбора и подготовки в комплексе.
Одним из направлений комплексного подхода может являться применение композиционных реагентов на всех технологических этапах. В основе такого подхода должно лежать изучение механизмов воздействия химических реагентов на коллоидно-химические свойства и структуру нефтяных дисперсных систем, образованных высоковязкими тяжелыми нефтями и эмульсиями. Это позволит исключить отрицательные последствия, свя-
занные с несовместимостью реагентов, которые используются на разных стадиях, начиная от разработки и эксплуатации месторождения, заканчивая подготовкой и транспортировкой готовой товарной нефти.
Данная работа направлена на решение актуальной задачи - разработку комплекса технологий для повышения нефтеотдачи пластов, увеличения дебита добывающих скважин, интенсификации процессов подготовки и транспортировки нефти.
Сравнительный анализ нефтей различных месторождений и продуктивных горизонтов показал, что увеличение доли асфальтенов, степени их конденсированности, с одновременным общим увеличением доли асфальто-смолистых компонентов ведет к снижению молекулярной подвижности элементов НДС, с образованием сильно ассоциированной структуры, с аномальными реологическими свойствами (рис. 1, 2). Из всего исследованного ряда Степноозерская нефть является наиболее тяжелой, на долю асфальто-смолистых веществ (АСВ) приходится 46 % масс. Кроме того, высокая разветвленность парафиновых и конденсированность ароматических структур компонентов Степноозерской нефти, определенная с помощью ИК-спектроскопии, обуславливает высокую степень ассоциированности не только групповых компонентов, формирующих ядро НДС, но и компонентов дисперсионной среды и сольватной оболочки, определяя аномально высокие значения вязкости более 700 мПа-с при 20 °С и более 4500 мПа-с при 10 °С.
Оценка структурных особенностей и соотношения групповых компонентов, формирующих НДС Степноозерского и Бурейкинского месторождений, позволяет сделать вывод, о том что, несмотря на самое высокое содержание асфальтенов, данные системы наименее структурированы, так как подвижность сложной структурной единицы (ССЕ), определенная методом ЯМР, максимальна, а вязкость и напряжение сдвига из всего исследованного ряда минимальны. Это связано с тем, что в данных нефтях развитое ядро асфальтенов окружено наименее тонкой сольватной оболочкой из смол, переходящей в дисперсионную среду углеводородов, что затрудняет ассоциацию ССЕ с образованием связанноструктурированной системы. Таким образом, соотношение структурно-групповых компонентов, формирующих ядро и сольватную оболочку, определяет структурномеханическую прочность.
Температура, °С Степноозерская о Скв. № 655 ♦ Скв. № 636
6
5
4
3'
21
1
0
-7 3 13 23
Температура, °С Д Бурейкинская • Зюзеевская о Демкинская
Рис. 1 - Зависимость времен спин-спиновой релаксации от температуры образцов исследуемых нефтей
Скорость сдвига, 102 с-1
Рис. 2 - Зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига при 20 °С
В результате проведенных исследований установлено, что между временем релаксации Т2 и динамической вязкостью п и напряжением сдвига существует обратно пропорциональная зависимость. Присутствие полициклических ароматических структур, их степень конденсированности отражаются на степени ассоциации при формировании мезофаз и определяют их молекулярную подвижность и реологические параметры нефтей. Чем выше содержание структурообразующих компонентов - асфальтенов и особенно спиртобензольных смол, тем больше увеличение вязкости с понижением температуры.
Проведенный анализ состава, структуры, реологических параметров лег в основу классификации исследованных нефтей как высоковязких, структурированных систем. Даже незначительное обводнение таких нефтей ведет к формированию связно-дисперсной структуры, что определяет в конечном итоге специфику их добычи, подготовки и транспортировки.
Результаты исследования поверхностного и межфазного натяжений неионогенных ПАВ, показывают, что ПАВ, содержащие линейные углеводородные радикалы, например, оксиэтилированные кислоты и спирты в отличие от циклических (неонолов) обладают меньшей поверхностной активностью, а область критической концентрации мицел-лообразования (ККМ) лежит в интервале более высоких концентраций. Смачивающие свойства ПАВ в области концентраций ниже ККМ полностью согласуются с закономерностями изменения межфазного и поверхностного натяжений. Однако в области близкой к ККМ и выше происходит изменение интенсивности процессов смачивания, и для ПАВ одного гомологического ряда с ростом степени оксиэтилирования смачивающая способность увеличивается. В табл. 1 приведены поверхностно-активные свойства некоторых изученных в работе ПАВ.
С применением метода ЯМР (рис. 3) и исследований влияния ПАВ на вязкость тяжелых высоковязких нефтей (табл. 2), установлено, что ПАВ способны изменять структуру нефтяных дисперсных систем, снижая их структурно-механическую прочность за счет изменения межмолекулярных взаимодействий на границе раздела фаз, которые проявляются через увеличение молекулярной подвижности фаз НДС.
Таблица 1 - Основные параметры поверхностно-активных свойств реагентов
Наименование реагента Минимальное поверхностное на- Минимальное межфазное натяжение, мН/м, Аа Минимальное значение краевого угла смачивания, град. Максимальное значение краевого угла сма-
тяжение, мН/м, Аа парафинов асфальтенов чивания кварцевого стекла, град.
Без реагента 72,3 27,2 91,2 80,9 16,1
Реапон-4В 31,5 5,7 55,2 60,9 40,5
Дипроксамин-157 34,4 7,1 59,7 59,7 35,5
Синтанол ЭС-3 36,7 11,9 50,1 58,8 51,2
Синтанол АЛМ-10 41,8 12,3 47,3 57,9 46,5
Синтанол 0С-20 45,6 13, 3 45,5 55,6 56,0
Оксамин Л-15 35,9 9,7 52,8 58,0 41,3
КС-6 37,3 10,0 55.,8 62,5 55,2
Таблица 3 - Значения условной вязкости нефтей при воздействии различных реагентов с концентрацией 0,04 % мас.
Наименование реагента Значения условной вязкости нефти, ВУ°
Демкинская Степноозерская Зюзеевская
скв. № 636 скв. № 655
20 °С 10 °С 20 °С 10 °С 20 °С 20 °С
Без реагента 50,24 170,29 28,12 100,88 103,02 78,25
Реапон-4В 45,33 147,01 20,06 40,67 85,31 68,25
Дипроксамин-157 48,85 159,34 27,88 45,08 90,42 61,32
Синтанол ЭС-3 46,94 150,30 22,19 49,05 83,14 68,71
Синтанол АМЛ-10 47,82 151,42 23,15 57,18 89,67 75,07
Синтанол 0С-20 48,13 164,75 25,61 61,3 96,60 76,13
Оксамин Л-15 46,02 146,38 21,48 41,88 91,80 69,07
КС-6 45,12 158,67 26,12 56,63 89,56 73,06
ПАБС 45,03 144,97 20,78 40,05 96,82 60,55
Температура, °С Температура, °С Температура, °С
о Без реагента • ЭС-3 «ПАБС ♦ Реапон-4В Д Дипроксамин-157 а АЛМ-10 о Оксамин Л-15
Рис. 3 - Зависимость изменения времен спин-спиновой релаксации под действием различных реагентов
Совокупность поверхностных и объемных свойств ПАВ играет большую роль в изменения структуры адсорбционных слоев на границах раздела фаз в объеме нефти, что влечет за собой изменение всей структуры нефтяной дисперсной системы и модификацию ее реологических свойств.
Установлено, что процессы снижения структурно-механической прочности в присутствии ПАВ происходят во всех нефтях и водонефтяных эмульсиях и их влияние на подвижность НДС тем больше, чем выше исходная степень структурирования данной системы.
Комплексом проведенных исследований показано, что введение ПАБС в нефтяную систему позволяет эффективно увеличивать молекулярную подвижность компонентов НДС, изменять их сольватные, структурно-механические свойства, снижает агрегативную устойчивость НДС. Таким образом, в основу разработки композиционных составов положено сочетание поверхностно-активных свойств ПАВ и сольватирующего действия ПАБС в процессе влияния на изменение ассоциативной структуры НДС, сформированной тяжелыми высоковязкими нефтями.
В результате исследований свойств водных растворов КС-6 (оксиэтилированной стеариновой кислоты) различной концентрации установлено, что с течением времени при концентрациях выше ККМ происходит увеличение вязкости растворов, что связано с процессами агрегации мицелл и образованием надмицеллярной структуры. Процесс формирования надмицеллярных структур проанализирован по закономерностям изменения времен спин-спиновой релаксации Т2; и населенностей протонов фаз Р2; в зависимости от концентрации реагента и времени выдержки, а также по расчетам энтропийной составляющей энергии активации вязкого течения. С увеличением времени выдержки 1%-ого раствора КС-6 (рис. 4) значительно увеличиваются населенности протонов фаз, которые характеризуют состояние ядра мицеллы и ее сольватной оболочки Р2с и Р2<^, при этом падает населенность протонов дисперсионной среды Р2а. Таким образом, происходит набухание мицелл, с их дальнейшим агрегированием с формированием пространственного каркаса, внутри которого находится свободная вода.
Рис. 4 -Зависимость населенности протонов фаз 1%-ого водного раствора КС-6 от времени выдержки
Установлено, что мицеллярные системы на основе КС-6 сохраняют вязкостные свойства в пределах 40 мм2/с в пластовых водах с рН более 5,5 и с максимально допустимой минерализацией по сульфатам и карбонатам до 25-55 г/л.
Дополнительное введение в КС-6 оксиэтилированного высшего жирного спирта со степенью оксиэтилирования 20 (ОС-20) позволяет при минерализации до 300 г/л регулировать вязкость системы в зависимости от соотношения компонентов до 1600 мм2/с. На основании полученных результатов зависимости вязкости от степени минерализации пластовой воды разработан композиционный состав на основе реагента КС-6 - «СМЭП», вязкость которого увеличивается при увеличении минерализации воды с течением времени (рис. 5). Данный состав может быть приготовлен на воде любой степени минерализации и при контакте с пластовыми водами при движении в пласте не теряет свои свойства.
Сравнительные испытания по вытеснению нефти из модели нефтяного пласта показали (табл. 3), что независимо от типа вытеснения эффективность растворов реагента КС-6 и композиционного состава «СМЭП» существенно выше растворов полиакриламида (ПАА), который широко применяется в промысловой практике в технологиях повышения нефтеотдачи пластов.
При одинаковых значениях вязкости композиционный состав реагента КС-6 вытесняет в 1,5 раза больше нефти, чем ПАА, так как компоненты композиционного состава обладают поверхностной активностью, способствуют отмыванию нефти с поверхности породы, а также гидрофобизации породы, создавая дополнительно фактор остаточного сопротивления.
Важным фактором применения мицеллярных систем на основе реагента КС-6 является, то, что водонефтяные эмульсии, образующиеся при вытеснении нефти композиционным составом или реагентом КС-6, в отличие от ПАА, легко разрушаются, что положительно влияет на дальнейшую подготовку нефти. Это позволяет рассматривать данную технологию как первый этап комплексного решения проблем добычи, подготовки и транспортировки тяжелых высоковязких нефтей.
Таблица 3 - Сравнительная характеристика нефтевытесняющей эффективности КС-6, композиционного состава и ПАА
Наименование вытесняющего агента Конечная нефтеотдача, %
Бурейкинская, скв. 4121 Азнакаевская (девон) Елгинская (девон) Елгинская (карбон)
без стадии заводнения в 3 2 ё о д без стадии заводнения доотмыв без стадии заводнения доотмыв без стадии заводнения в ы 2 ё о д
Стадия заводнения - 18 - 50 - 67 - 59
ПАА 0,05 % мас. 28 36 59 83 68 70 68 72
КС-6 0,5 % мас. 32 38 88 84 69 77 98 77
КС-6 1,0 % мас. 39 41 100 90 87 75 100 97
Композиция «СМЭП» 95 45 100 100 96 89 100 100
Рис. 5 - Зависимость кинематической вязкости композиционного состава от содержания солей в минерализованных водах и времени настаивания при температуре 20°С и содержании ОС-26 0,3 % мас.
На основе анализа вязкостных и коллоидно-химических характеристик водного раствора, особенностей структурирования и эффективности при проведении модельных испытаний на нефтях девонского и угленосного горизонтов разработана технология приготовления и применения реагента КС-6 «ТатНО 2000-01» и композиционного состава «СМЭП».
Особенностью технологии «ТатНО 2000-01» является закачка раствора КС-6 сразу после приготовления с последующей технологической выдержкой не менее 168 часов, для обеспечения протекания процесса структурообразования. Объем реагента на обработку одной нагнетательной скважины составляет 6 т.
Технологии образования мицеллярных систем на основе КС-6 могут применяться для разработки неоднородных по проницаемости пластов, обводненных нагнетаемой водой терригенных и карбонатных коллекторов на любой стадии разработки месторождений.
Закачка композиционного состава «СМЭП» с использованием пластовой воды в нагнетательные скважины № 6338, 6328 и 6609 на Нагорном месторождении ЗАО «Троицк-нефть» в 2006 году дала суммарную дополнительную добычу более 6 тыс. тонн нефти, что составляет 2000 т дополнительной добычи на одну скважино-обработку в год (рис. 6б).
Анализ проведенных опытно-промысловых испытаний показал, что большей интенсификации отбора нефти в абсолютном выражении за счет обработки реагентом КС-6 удается добиться при больших начальных дебитах
Поэтому, чем раньше внедряются методы увеличения нефтеотдачи с применением мицеллярных систем с использованием композиционных реагентов на основе КС-6, тем эффективнее и рентабельнее протекает разработка и удается достичь большего коэффициента извлечения нефти, при снижении обводненности добываемой продукции.
Период после обработки, мес. -Скв. № 16472 Скв. № 135 А
-Скв. № 32826 Скв. № 7490
а
Период после обработки, мес. -Скв. № 6338н Скв. № 6328н
- Скв. № 6609н б
Рис. 6 - Суммарный накопленный прирост добычи нефти по технологии «ТатНО 2000-01» с применением реагента КС-6 (а) и композиционного состава «СМЭП» (б)
В результате проведенного анализа взаимосвязи коллоидно-химических свойств ок-сиэтилированных первичных высших спиртов и оксиэтилированных алкилфенолов и их эмульгирующей способности при формировании обратных эмульсий установлено, что стабильность эмульсии увеличивается при использовании неионогенных ПАВ с н-алкильным радикалом и с невысокой степенью оксиэтилирования, которые формируют плотные адсорбционные слои на поверхности раздела фаз. Поэтому в качестве основного стабилизатора, из всего исследованного ряда, выбран синтанол ЭС-3.
Для получения обратной эмульсии стабильной в минерализованных средах и при повышенных температурах разработан композиционный состав эмульгаторов на основе синтанолов с различной степенью оксиэтилирования. Если эмульсии с содержанием базового эмульгатора - синтанола ЭС-3 со степенью оксиэтилирования 3 в количестве 3 % мас. и выше сохраняют свою устойчивость при температуре 50 °С, то дополнительное введение в эмульсионный состав синтанола АЛМ-10 со степенью оксиэтилирования 10 в количестве
0,1 % масс. приводит к увеличению термостабильности до 60-65 °С, при этом снижается содержание базового эмульгатора до 2 % мас. (табл. 4).
Таблица 4 - Результаты влияния соотношения ПАВ на термостабильность
Концентрация компонентов, % мас. Предельные характеристики стабильности эмульсии
ЭС-3 «ОгкеБ» АЛМ-10 Вода Температура, °С Время, мин.
2,00 10,00 - 88,00 не стабильна
3,00 10,00 - 87,00 60 10
4,00 10,00 - 86,00 60 20
5,00 10,00 - 85,00 60 50
6,00 10,00 - 84,00 60 50
2,00 10,00 0,05 87,95 60 10
2,00 10,00 0,07 87,93 60 25
2,00 10,00 0,09 87,91 65 10
2,00 10,00 0,10 87,90 65 17
Использование отработанного масла «ОгкеБ», отхода производства ПЭВД, по сравнению с легкими фракциями нефти, в качестве дисперсионной среды, позволяет не только повысить агрегативную устойчивость, но и существенно сократить стоимость обратной эмульсии. Таким образом, получена термостабильная обратная эмульсия с содержанием дисперсной фазы - воды до 90 %, устойчивая в минерализованных средах.
Установлено, что от количественного содержания водной фазы и ее минерализации в обратной эмульсии на основе отработанного масла «ОгкеБ» и композиции синтанолов зависят значения практически всех ее технологических параметров: вязкости, агрегатив-ной устойчивости, плотности. С увеличением водосодержания более 70 % и минерализации водной фазы термостабильность такого состава и его вязкость повышаются (рис. 7). Поэтому при движении данного состава в пласте будут сохраняться его эксплуатационные характеристики.
Рис. 7 - Зависимость динамической вязкости эмульсионной системы от скорости сдвига при температуре 20 °С при различных водосодержании (а) и степени минерализации воды (б)
Анализ гидродинамических параметров при проведении испытаний эмульсионного состава на модели нефтяного пласта, состоящей из трех пропластков различной проницаемости, насыщенных Бурейкинской нефтью показал, что введение обратной эмульсии в по-ровое пространство привело к увеличению количества вытесненной нефти (табл. 5). Наибольший коэффициент нефтевытеснения после применения исследуемой композиционной системы получен для высокопроницаемого пропластка - 0,89 с приростом коэффициента нефтевытеснения 0,24.
Таблица 5 - Параметры исследуемых моделей нефтяного пласта
Пропластки До ввода эмульсии После ввода эмульсии
^пор, см к, 2 мкм Эн, % Зосн % КНО по воде Зосн % КНО полн. КНО прирост
Модель нефтяного пласта из трех пропластков
1 27,0 0,69 74,8 54,8 0,27 32,6 0,56 0,29
2 29,6 2,0 78,4 36,1 0,54 18,2 0,77 0,23
3 32,1 4,87 89,7 31,5 0,65 10,0 0,89 0,24
Пласт 88,9 - 81,4 40,1 0,51 19,6 0,76 0,25
Бн — исходная нефтенасыщенность.
Исследования состояния и свойств флюидов в поровом пространстве методом импульсной ЯМР-спектроскопии показали, что эмульсия полностью вытесняет нефть из той части пор, где происходит ее движение (рис. 8). Перед фронтом эмульсии в результате вытеснения нефти образуется нефтяной вал, обеспечивая поршневое вытеснение нефти из пласта (рис. 8 в).
На примере высокопроницаемого пропластка показано (рис. 8), что применение эмульсионной системы привело к полному вытеснению нефти из большей части образца, а оставшееся количество нефти 10 %, наблюдается только на последней трети длины модели (рис. 8, г). Это связано с тем, что на начальном участке произошло частичное защемление незначительного объема эмульсии в поровых каналах, что определено методом ЯМР по увеличению количества «связанной» воды. Кроме того, при фильтрации эмульсии наблюдается также адсорбция отдельных составляющих ПАВ на поверхности поровых каналов, что привело к изменению типа поверхности на гидрофобный и создало дополнительный фактор сопротивления.
Установлено, что для низкопроницаемого пропластка произошло изменение свойств эмульсии за счет увеличения вязкости эмульсионной системы в порах, что привело к затуханию фильтрации на завершающей стадии эксперимента (табл. 5). Поэтому для низкопроницаемых коллекторов предлагается состав с меньшей исходной вязкостью и содержанием водной фазы в эмульсии не более 67 % мас.
По мере движения эмульсии по пласту происходит инверсия фаз, и композиционный эмульгатор уже выполняет роль деэмульгатора по отношению к водонефтяной эмульсии, таким образом, снижая ее устойчивость. В итоге применение эмульсионных систем положительно влияет и на дальнейший процесс подготовки и транспортировки нефти.
Рис. S - Распределение фаз жидкости в поровом пространстве высокопроницаемого пропластка: а - водонасыщенная модель, б - модель, характеризующая остаточную нефтенасыщенность, в - модель в начальный период ввода эмульсии, г - модель после размыва эмульсии; 1 - «свободная» вода; 2 - «связанная» вода; 3 - нефть; 4 -эмульсия
По результатам, полученным с применением ЯМР-спектроскопии, можно сделать заключение, что использование эмульсионного состава позволяет вовлечь в процесс вытеснения капиллярно-защемленную (сконцентрированную в основном в мелких порах) и пленочную нефть, что позволяет рекомендовать данный состав для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии эксплуатации.
По результатам проведенных исследований разработаны составы прямой эмул-сии «ТатНО-2004» с применением отходов производства алкилбензолов - поли-алкилбензольной смолы, и обратной эмульсии «МКЭС» на основе отработанного масла «Orites» и композиции синтанолов. Предложена оригинальная схема диспергирования до 90 % воды в объеме отработанного масла в промысловых условиях, а также технология применения состава для повышения нефтеотдачи.
ООО «Гео-Пласт» с применением состава «ТатНО-2004» проведена обработка нагнетательной скважины № 1б23 в ОАО «Татнефтепром». В результате дебит по нефти увели-
чился с 19,6 до 43,9 т/сут., по пяти скважинам обводненность снизилась с 93,8 % до 65,1 %. Суммарный прирост добычи нефти составил 1671 тонн или 278 тонн на 1 тонну состава.
Изучено влияние композиционных реагентов на основе неионогенных ПАВ на эффективность процесса обезвоживания тяжелых высоковязких нефтей как при внутритруб-ной деэмульсации, так и на завершающей стадии подготовки. Проведена оценка влияния наиболее эффективных композиционных составов на вязкость нефтей и водонефтяных эмульсий и процесс удаления и ингибирования АСПО.
Установлено, что для разрушения эмульсий высоковязких нефтей с повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ эффективно применение композиционных составов на основе ПАБС и неионогенных ПАВ. Сочетание механизмов действия ПАБС и ПАВ позволяет не только разрушить структурный каркас, образуемый в объеме нефти механическими примесями, парафинами и асфальто-смолистыми веществами, но и препятствовать его восстановлению. Проведенные исследования показали, что сочетание поверхностно-активных свойств блоксополимеров и ПАБС при различных соотношениях компонентов обладает выраженным синергическим действием, которое проявляется как в снижении вязкости, так и в разрушении эмульсий тяжелых высоковязких нефтей, что способствует повышению эффективности процесса подготовки и транспортировки таких сложных систем (рис. 9, 10).
8
1 6 ^ 2
3 3 со К І4 & . її 1
\ А / 1 \ 4 аУ
о к о <3 н 2 О А 4 ♦ ♦
0
11111
0 20 40 60 80 100
Содержание ПАБС, % масс.
♦ Оксамин Л-15 - ПАБС А Р-4В - ПАБС
Скорость сдвига, с-1
—О— Без реагента —О— Р-4В-Л-15 — Д— ЭС-3-ПАБС
• Без реагента —Л-15-ПАБС А Р-4В-ПАБС
Рис. 9 - Зависимость деэмульгирующей Рис. 10 - Зависимость динамической
эффективности от содержа-ния ПАБС в вязкости от скорости сдвига при введе-
композиционных составах на эмульсиях нии композиционных реагентов при
Демкинской нефти температуре 20 °С
Установлено, что композиционные составы проявляют максимальную эффективность по снижению вязкости при обработке нефтяной эмульсии, чем выше содержание воды в эмульсии и ее исходная вязкость, тем больший эффект оказывают реагенты комплексного действия (рис. 10). В этом случае вода, отделившаяся при внутритрубной де-эмульсации создает пристенный слой, снижая гидравлическое сопротивление.
Изучение эмульсионных свойств высоковязких нефтей и их реологических характеристик позволило выбрать для каждой нефти оптимальный композиционный состав, включающий наряду с ПАБС наиболее эффективное ПАВ для данной НДС.
Для промыслового сбора высоковязких нефтей Демкинского месторождения разработан реагент «ИНТА-12», который представляет собой синергический состав на основе Реапона-4В и ПАБС. В ЗАО «ТАТЕХ» при проведении внутритрубной деэмульсации при дозировке 200 г/т на устье скважин № 4609, 4610, 4611 удалось снизить вязкость нефтяной эмульсии и обеспечить бесперебойную работу установки предварительного сброса.
Серия реагентов «СТХ-ДП» была разработана для подготовки и транспортировки высоковязких нефтей различных месторождений. Регулируя соотношение компонентов блоксополимера (Лапрола 4202 или Реапона-4В) с ПАБС, можно добиться максимального эффекта.
Лабораторные испытания показали высокую эффективность серии «СТХ-ДП» для подготовки нефтей Зюзеевского месторождения и ОАО «Томскнефть», северной группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» (табл. 6). Данные реагенты рекомендованы к промышленному применению.
Таблица 6 - Результаты исследования деэмульгирующей и ингибирующей эффективности реагентов серии «СТХ-ДП»
\ Объект \ (содержание \ воды, режим \ отстоя) Реагенты * .а нн н , ^ эН ш о р О з * * п ЇООО О й N N о! и 1 А у—V «і-о 2 и £ Н ё * * И в ^ о Р и « N н ^ w-н ОАО «Томскнефть» ВЦППН-2 (61 % об., 40 °С, 50 мин. отстоя) ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» (18 % об.)
120 мин. отстоя, 80°С 20°С
Базовый Бераго! Сгоёах Кетеїіх Рекод-758
Скорость отмыва пленки
Параметры Степень обезвоживания, % об. нефти, %, за время, с
30 60 180
Базовый 63 85 92 89 0 0 5
СТХ-ДП-11 93 92 92 86 40 60 80
СТХ-ДП-12 92 93 91 83 15 30 65
СТХ-ДП-21 90 91 91 89 50 75 90
СТХ-ДП-22 82 91 92 89 30 50 70
Кроме основных задач по снижению вязкости и содержанию воды в нефтяных эмульсиях за счет применения композиционных реагентов, в состав которых входит ПАБС, решается также задача по ингибированию АСПО в нефтепромысловом оборудовании, что особенно актуально для тяжелых высоковязких нефтей (табл. 6). Такое действие композиционных реагентов реализуется за счет смачивающего действия ПАВ и сольвати-рующего действия ПАБС, входящего в состав композиционного реагента, которые предот-
вращают адсорбцию АСВ на поверхности и их ассоциацию в объеме нефти. На примере нефтей Зюзеевского месторождения (табл. 7) показано комплексное воздействие на процесс деэмульгирования и ингибирования АСПО композиционных составов серии «СТХ-ДП» на основе Реапона-4В и ПАБС в различном сочетании компонентов.
Таблица 7 - Результаты исследования эффективности композиционного состава Ди-проксамин-157-Оксамин-ПАБС 20-10-70 % мас.
* Расход композиционного реагента составляет 250 г/т.
Для нефтей Зюзеевского месторождения разработан композиционный состав, включающий Дипроксамин-157, эффективно снижающий межфазное натяжение, ПАБС, обладающий сольватирующим действием по отношению к групповым компонентам тяжелых нефтей, формирующим структурированную НДС, а также Оксамин Л-15, который обладает смачивающим действием. Комплексное воздействие этих компонентов позволяет изменить условия взаимодействия на границах раздела фаз НДС. В результате происходит существенное снижение вязкости сырых нефтей, разрушаются устойчивые водонефтяные эмульсии. Кроме того, те же самые сочетания ПАВ, которые эффективно снижают вязкость Зюзеевской нефти, подходят и для разрушения АСПО Зюзеевского месторождения (табл. 7). Выявлено, что введение композиционного состава, включающего кроме Дипрок-самина-157 и ПАБС, смачивающего компонента Оксамин Л-15 позволяет существенно увеличить моющее действие растворителя при удалении АСПО Зюзеевского месторождения. Таким образом, применение композиционного состава на стадии интенсификации добычи позволяет в дальнейшем облегчить процесс подготовки и транспортировки тяжелой высоковязкой нефти.
При промысловых испытаниях реагента «ИНТА-101» на 8 скважинах различных горизонтов ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» за счет внутрискважинного введения реагента удалось снизить содержание воды и вязкость при внутритрубной деэмульсации в среднем в 2 раза (табл. 8).
Таблица 8 - Результаты опытно-промысловых испытаний композиционного реагента «ИНТА-101»
Номер скважины Параметры до обработки Параметры после применения реагента
Содержание воды, % мас. Динамическая вязкость при 20 °С, мПа-с Содержание воды, % мас. Динамическая вязкость при 20 °С, мПа-с
№ 993 5,6 580 1,6 380
№ 2339 78,3 1020 64,9 690
№ 918 12,8 530 5,9 290
№ 953 6,1 650 3,3 410
№ 955 19,2 880 5,4 360
№ 1004 39,9 940 12,5 390
№ 2373 21,7 795 7,4 400
№ 985 3,7 520 1,4 410
С 2006 года год при обработке 77 скважин композиционным растворителем «ШКВАЛ» по состоянию на 01.04.2009 дополнительно добыто свыше 35,5 тыс. тонн нефти или 880 тонн нефти на 1 тонну «ИНТА-2002» (рис. 11).
Период после обработки, мес. Период до и после обработки, мес.
^^скв. № 2475 • скв. № 2325 —^ скв. № 968 —О— скв. № 910 Ф скв. № 932
Рис. 11 - Результаты обработки призабойной зоны композиционным растворителем «ШКВАЛ»: суммарная накопленная добыча нефти (а); динамика дебита по нефти в период до и после обработки (б)
Сочетая многофункциональность действия реагентов с особенностями технологий добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти можно существенно расширить область применения композиционных реагентов и в конечном итоге повысить эффективность промысловой подготовки и транспортировки тяжелых высоковязких нефтей.
Выводы
1. Разработан комплексный подход к решению проблем повышения эффективности процессов добычи, подготовки и транспортирования высоковязких нефтей, основанный на общем механизме их действия, связанным с изменениями межмолекулярных взаимодействий на поверхности раздела фаз, разрушением ассоциативной структуры нефтяной дисперсной системы с повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ. Это позволяет избежать осложнений, возникающих при воздействии на нефтяную систему различными реагентами на каждом технологическом этапе.
2. Предложен метод регулирования вязкости и стабильности мицеллярной и эмульсионной систем за счет применения композиций неионогенных ПАВ с различной степенью оксиэтилирования. Это позволяет использовать минерализованную воду для приготовления технологических растворов в промысловых условиях, а также, изменяя соотношение компонентов, регулировать вязкость в широких пределах.
3. Установлено, что увеличение деэмульгирующей способности с одновременным снижением вязкости высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий достигается за счет синергического эффекта при совместном использовании неионогенных ПАВ и полиалкил-бензольной смолы, которая обладает сольватирующим действием.
4. Разработаны и внедрены технологии повышения нефтеотдачи «ТатНО 2000-01» на основе новых составов мицеллярных систем с применением композиций оксиэтилиро-ванной стеариновой кислоты и синтанола, вязкость которых в зависимости от соотношения ПАВ и степени минерализации воды варьируется в широком диапазоне.
5. Разработаны и внедрены технологии повышения нефтеотдачи с применением термостабильных прямых и обратных эмульсий «ТатНО-2004» и «МКЭС» на основе композиции синтанолов с различной степенью оксиэтилирования и отходов нефтехимического производства, в качестве углеводородной фазы. Предложена технология получения эмульсий с применением пластовых вод в промысловых условиях с заданными реологическими параметрами с учетом особенностей применения эмульсионного состава.
6. Разработанные технологии повышения нефтеотдачи с применением мицеллярных и эмульсионных систем позволяют за счет использования комплекса свойств новых композиций повысить охват пласта воздействием в результате выравнивания профиля приемистости и перераспределения потоков нагнетания, регулирования скорости дренирования путем изменения вязкости закачиваемой оторочки, кроме того дополнительно отмыть адсорбированную нефть за счет снижения поверхностного натяжения нефтевытесняющего агента и изменения смачиваемости породы нефтяного коллектора.
7. Разработаны композиции комплексного действия серии «ИНТА» для разрушения АСПО, водонефтяных эмульсий и снижения вязкости нефтей на основе общего подхода к формированию и разрушению нефтяных дисперсных систем высоковязких нефтей с применением ПАВ и ПАБС, который основан на изменении молекулярной подвижности компонентов формирующих НДС и снижении ее структурномеханической прочности.
8. Отличительной особенностью разработанных технологий является комплексный подход с применением химических реагентов, которые интенсифицируют всю технологическую цепочку на этапах добычи, и последующих этапов транспортирования и подготовки нефти и позволяет избежать осложнений, возникающих в промысловой практике в результате использования несовместимых химических реагентов на различных этапах. На внедряемые технологии получен полный комплект нормативнотехнической документации, позволяющий использовать их в нефтяной промышленно-
сти. На используемые в технологиях реагенты разработаны технические условия, получены санитарно-эпидемиологические заключения, сертификаты соответствия, сертификаты на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти. Разработанные композиционные составы и технологии их применении защищены патентами РФ.
9. Разработанные технологии основаны на применении многофункциональных высокоэффективных композиционных реагентов на базе отечественного сырья, что в сочетании с простотой реализации и экологичностью обеспечивает их конкурентоспособность.
© И. Н. Дияров - д-р техн. наук, проф. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ; Н. Ю. Башкирцева - д-р техн. наук, проф., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ, [email protected]
