image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Разработка и эксплуатация месторождений

01.1-2.2017 10:00 Особенности фазовой диаграммы нефтей с высоким содержанием асфальтенов и смол
В статье рассматриваются особенности фазовых переходов тяжелых компонентов (парафинов и асфальтенов) в нефтях с высоким содержанием асфальтенов и смол. Во введении резюмируются известные сведения о фазовом поведении данных компонентов пластовых флюидов, представлены описания фазовых диаграмм каждого из них. Далее приведены сведения об исследуемой скважине, свойствах пластового флюида, используемом оборудовании и методах исследований. Фазовые переходы в пробах глубинной и дегазированной нефти исследовались на лабораторной установке AWAI 1000 фотометрическим и визуальным методами. Отличительной особенностью исследований является то, что они проводились в режиме изобарического снижения температуры при ступенчатом снижении давления. В разделе «Результаты» приведен пример исследования глубинной пробы при пластовом давлении и представлены обобщенные результаты в виде фазовой диаграммы рассматриваемой нефти. Выявлено отсутствие влияния высокого содержания асфальтенов и смол на кривую зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления и значительное влияние на фазовое поведение асфальтенов: отсутствие нижней границы насыщения нефти асфальтеном и значительный наклон кривой температуры насыщения нефти асфальтом при давлениях выше давления насыщения нефти газом. Кроме того, авторы предлагают метод оценки динамики изменения кинетической и агрегативной устойчивости флюида по отношению к асфальтеновой и асфальто-парафиновой твердой фазе. Исследования проводились на оборудовании Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова. Результаты исследований будут использованы при реализации стратегии обеспечения потока на рассматриваемом месторождении.
Ключевые слова: фазовая диаграмма пластового флюида, асфальтены, парафины, фазовые переходы, тяжелые компоненты пластовых флюидов, твердая фаза, температура насыщения нефти асфальтеном, температура флоккуляции асфальтенов, температура насыщения нефти парафином, глубинная проба нефти, дегазированная проба нефти.
Ссылка для цитирования: Лобанов А.А., Пустова Е.Ю., Золотухин А.Б. Особенности фазовой диаграммы нефтей с высоким содержанием асфальтенов и смол // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 92–98.
Открыть PDF


Фазовый переход парафинов и асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние при добыче и перекачке нефтей является ключевым риском для направления «Обеспечение потока» нефтегазодобывающего предприятия [1]. Фазовые диаграммы агрегатного состояния компонентов пластовых флюидов хорошо зарекомендовали себя в инженерной практике как метод прогнозирования осложнений, связанных с данными явлениями.

В промысловой практике парафины известны в первую очередь как вещества, образующие твердую фазу при снижении температуры [2]. Фазовая диаграмма «давление – температура» парафиновых компонентов представляет собой кривую зависимости температуры насыщения нефти парафином (WAT – wax appearance temperature) от давления. При давлениях выше давления насыщения нефти газом WAT уменьшается вместе с падением давления, а при разгазировании – увеличивается в связи с выходом легких фракций [3].

Известно, что смолы, будучи природными поверхностно-активными веществами, активно влияют на динамику кристаллизации парафинов, предотвращая образование крупных парафиновых агрегатов [4]. Однако в литературе мало сведений о влиянии смол на вид кривой зависимости WAT от давления.

1_1_21.png
Рис. 1. Результаты фотометрического анализа при пластовом давлении:
AOT (asphaltenes onset tempreture) – температура насыщения нефти асфальтеном;
FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтеном;
WAT (wax appearance temperature) – температура насыщения нефти парафином
Fig. 1. The results of the photometric analysis considering a formation pressure

Асфальтены являются наиболее сложными и наименее изученными компонентами нефтей. Близким и неразрывно связанным с асфальтенами классом компонентов являются смолы, выступающие в качестве прекурсоров для асфальтенов [5]. В лабораторной практике асфальтены определяются как компоненты, нерастворимые в н-алканах, но растворимые в ароматических углеводородах, в то время как смолы растворимы в обоих типах реагентов. Определение по принципу растворимости говорит о сложности классов компонентов и вносит неоднозначность в количественное определение их содержания и трактование самих терминов [6].

Смолы имеют тенденцию ассоциироваться с асфальтенами и образовывать на их поверхности защитный слой, предохраняющий асфальтены от самоассоциирования. При снижении давления легкие фракции расширяются быстрее тяжелых, и при давлении, называемом верхним давлением насыщения нефти асфальтеном (UOP – upper onset pressure), происходят нарушение объемного равновесия фракций, полное или частичное удаление бронирующих оболочек смол, самоассоциация и фазовый переход асфальтенов в твердое или высоковязкое состояние. При дальнейшем снижении давления наступает давление флокуляции асфальтенов (FOP – flocculation onset pressure), при котором их количество и размеры начинают резко расти. При снижении давления ниже давления насыщения нефти газом объемная доля легких компонентов уменьшается, таким образом, растворимость жидкой фазы по отношению к асфальтенам растет, и наступает нижнее давление насыщения нефти асфальтеном (LOP – lower onset pressure), при котором происходит обратный фазовый переход асфальтенов в жидкое состояние. Таким образом, в отношении асфальтеновых компонентов диаграмма «давление – температура» пластового флюида представляет собой область, ограниченную кривыми зависимости UOP и LOP от температуры, при этом в большинстве случаев при снижении температуры кривая UOP растет с относительно небольшим уклоном. Необходимо отметить, что в связи с наличием границы LOP фазовых переходов асфальтенов в дегазированных нефтях обычно не наблюдается.

1_1.png

Рис. 2. Результаты визуального исследования при пластовом давлении:
AOT (asphaltenes onset tempreture) – температура насыщения нефти асфальтеном; FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтеном; WAT (wax appearancetemperature) – температура насыщения нефти парафином, Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) – температура агрегативной устойчивости твердой фазы
Fig. 2. The results of the visual study with a formation pressure

В.П. Тронов, исследовавший в работе [7] механизм образования твердых органических отложений, обосновывает теоретически и экспериментально связь образования отложений с агрегативной и кинетической устойчивостью флюида по отношению к твердой органической фазе. Под кинетической устойчивостью понимается способность системы сохранять равномерное распределение частиц во всем объеме, под агрегативной – способность системы сохранять степень дисперсности твердой фазы. Соответственно, исследования динамики изменения устойчивости флюида могут предоставить более точные данные для оптимизации процесса добычи нефтей.

Традиционно фазовое поведение парафинов в пробах пластовых флюидов исследуется в режиме изобарического снижения температуры, а асфальтенов – в режиме изотермического снижения давления. Однако Ахмед Хаммами (Ahmed Hammami) в работе [8] приводит результаты исследований нефти с относительно высоким содержанием асфальтенов и смол (6,1 и 10,9 %, соответственно), причем осаждение асфальтенов исследовалось в режиме изобарического снижения температуры, поскольку при снижении давления до давления насыщения нефти газом на высоких температурах флюид оставался гомогенным. Авторы предлагают использовать в таких случаях термины «температура насыщения нефти асфальтеном» (AOT – asphaltenes onset temperature) и «температура начала флоккуляции асфальтенов» (FOT – flocculation onset temperature).

1_1_1.png
Рис. 3. Фазовая диаграмма пластового флюида:
WAT (wax appearance temperature) – температура насыщения нефти парафином; FOT (floculation onset temperature) – температура начала флоккуляции асфальтенов; AOT (asphaltenes onset temperature) – температура насыщения нефти асфальтеном; Pb (bubble point pressure) – давление насыщения нефти газом; Тст (the temperature of the aggregative stability of the solid phase) – температура агрегативной устойчивости твердой фазы; I – области агрегативной устойчивости твердой фазы; II – области агрегативной неустойчивости твердой фазы
Fig. 3. The phase diagram of reservoir fluid:
I – areas of aggregate stability of the solid phase; II – areas of aggregative instability of the solid phase


В работе представлены результаты исследования фазового поведения нефти с еще более высоким содержанием асфальтенов и смол (6,83 и 28,43 %, соответственно).

Image_015.jpg 

Материалы и методы

Пробы пластового флюида отбирались из поисковой скважины, вскрывшей девонский (D3el) горизонт. Пластовое давление составляет 29,53 МПа, пластовая температура – 70,7 °С.

Основные результаты исследования нефти согласно ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Исследование пластовых флюидов» по комплексу «Б» представлены в таблице.

Исследования фазового поведения парафинов и асфальтенов в глубинных пробах пластовых флюидов проводятся специалистами Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований Северного (Арктического) федерального университета на лабораторной установке AWAI 1000 Sanchez Technologies (Франция).

Лабораторная установка AWAI 1000 представляет собой автоматизированный комплекс оборудования для создания термобарических условий, исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида и инжекции химических регентов в пробу. Рабочий диапазон температур – от –20 до 200 °С, рабочее давление – 100 МПа.

В системе исследования осаждения твердых частиц в пробе флюида реализовано три метода: фотометрический, визуальный и фильтрационный.

Фотометрический метод заключается в измерении мощности проходящего инфракрасного излучения через пробу флюида оптическим измерителем. Данный метод позволяет фиксировать моменты фазовых переходов в исследуемом флюиде.

Визуальный метод заключается в анализе серии снимков пробы флюида с микроскопа ячейки высокого давления и предназначен для исследования динамики образования твердой фазы. Снимки анализируются программным обеспечением ELLIX, которое фиксирует наличие твердой фазы в поле снимка по пороговым значениям параметров света в рассматриваемой области (цвет, насыщенность и т. д.). Параметры настраиваются в зависимости от цвета и светопроницаемости нефти.

Фотометрический и визуальный методы дополняют друг друга и позволяют фиксировать и описывать фазовые переходы в пробе. Отметим, что исследования проводятся этими двумя методами одновременно.

Фильтрационный метод заключается в измерении перетока и разницы давлений в системе двух циркуляционных насосов, соединенных через фильтрующий элемент. Кроме того, фильтрующая ячейка необходима для очистки пробы флюида от механических примесей. Согласно СТО РМНТК 153-39.2-001-2003 «Нефть. Методы исследования парафинистых нефтей» метод используется для регистрации фазовых переходов лишь тогда, когда интерпретация результатов других методов затруднена.

Термобарические исследования фазового поведения глубинной пробы пластового флюида осуществлялись визуальным и фотометрическим методами в режиме изобарического снижения температуры при давлениях 29,53 МПа (пластовое давление) и 10,0 МПа. Температура снижалась от 70,7 °С (пластовая температура) до 25,0 °С со скоростью 0,25 °С/мин. После проведения исследований глубинная проба выгружалась из установки и загружалась дегазированная проба нефти.

Исследование дегазированной пробы проводилось в режиме изобарического снижения температуры при давлении 0,5 МПа. Температура снижалась от 70 до 25 °С со скоростью 0,25 °С/мин.

 

Результаты

На рис. 1 представлен пример результатов фотометрического анализа при давлении 29,53 МПа в виде кривой зависимости мощности проходящего инфракрасного сигнала от температуры. Мощность сигнала зависит от двух основных параметров флюида: плотности и количества взвешенных во флюиде твердых частиц. При фазовых переходах в пробе флюида начинают образовываться частицы твердой фазы, поглощающие и рассеивающие проходящий свет, что выражается в резком падении его мощности.

Переломы графика зависимости мощности инфракрасного сигнала от температуры при пластовом давлении зафиксированы при трех температурах: 61,0 °С (температура насыщения нефти асфальтеном), 48,6 °С (температура флоккуляции асфальтенов) и 36,8 °С (температура насыщения нефти парафином). Результаты фотометрического исследования подтверждаются результатами визуального метода.

По результатам визуального исследования глубинной пробы при пластовом давлении сделано 139 снимков пробы нефти. Снимки фиксировались через каждые 0,3 °С. Каждый снимок проанализирован программным обеспечением ELLIX, получена информация о количестве твердых частиц и их геометрических параметрах.

В работе [9] авторами предложено представлять результаты визуального исследования в виде графика зависимости общей (суммарной) площади частиц от температуры в логарифмической шкале по оси площади. Логарифмическая шкала позволяет сглаживать флуктуации значений, выявлять характеристические интервалы темпов роста суммарной площади и делать выводы о динамике агрегативной устойчивости флюида по отношению к твердой фазе.

На рис. 2 представлен результат анализа в виде графика зависимости общей площади твердых частиц от температуры, совмещенного с тремя характерными снимками. Снимок № 1 соответствует началу эксперимента, t = 70 °С. Снимок № 72 соответствует температуре несколько ниже температуры начала флоккуляции асфальтенов, t = 47,6 °С. Снимок № 139 соответствует концу эксперимента, t = 26,0 °С.

На графике видно, что при снижении температуры ниже температуры насыщения нефти асфальтеном площадь твердой фазы в потоке растет незначительно. При температуре начала флоккуляции количество твердой фазы в потоке скачкообразно растет. Следующее значительное увеличение площади происходит при температуре насыщения нефти парафином. При дальнейшем охлаждении площадь твердых частиц достигает максимума и стабилизируется.

Интервал температур от 61,0 до 43,8 °С является интервалом агрегативной устойчивости образующейся твердой фазы. При охлаждении ниже 43,8 °С агрегативная устойчивость значительно снижается, начинается активный процесс образования агрегатов. При температуре 31,8 °С происходит увеличение агрегативной устойчивости, количество твердой фазы в потоке стабильно и максимально.

В ходе исследования не было зафиксировано седиментации твердой фазы в потоке флюида, таким образом, можно сделать вывод о высокой кинетической устойчивости флюида по отношению к твердой фазе.

Обобщенные результаты исследований представлены на рис. 3 в виде фазовой диаграммы пластового флюида.

Выше линии Pb газ растворен во флюиде, ниже – находится в свободном состоянии.

Справа от линии AOT асфальтены находятся в жидком состоянии, слева – переходят в твердую фазу. Интервал от линии AOT до линии FOT является интервалом агрегативной устойчивости твердой фазы асфальтенов. Область левее линии FOT является областью агрегативной неустойчивости выпавших асфальтенов, количество твердой фазы в потоке активно растет.

Справа от линии WAT парафины находятся в жидком состоянии, слева – переходят в твердую фазу. Область от линии WAT до линии Тст является областью агрегативной неустойчивости твердой парафиново-асфальтеновой фазы.
В области левее линии Тст происходит агрегативная стабилизация частиц.

Результаты исследований будут использованы при реализации стратегии обеспечения потока на рассматриваемом месторождении. Кроме того, значения AOT и WAT являются калибровочными параметрами при моделировании пластовых флюидов с помощью различных уравнений состояния [10–12].

 

Выводы

По результатам исследований выявлено, что высокое содержание смол не влияет на вид кривой зависимости температуры насыщения нефти парафином от давления, в то время как кривая зависимости давления насыщения нефти асфальтеном меняется кардинально. В области выше давления насыщения нефти газом кривая становится практически вертикальной. Нижнее давление насыщения нефти асфальтеном не наступает, разгазирование пластового флюида приводит лишь к снижению температуры насыщения нефти асфальтеном.

Предложенному методу построения областей агрегативной стабильности твердой фазы, являющемуся уточнением хорошо зарекомендовавших себя в инженерной практике фазовых диаграмм, предстоит пройти обсуждение научно-инженерного сообщества. Подчеркнем, что для подтверждения полученных результатов необходимы дополнительные лабораторные и промысловые исследования.


Свойства и компонентный состав пластового флюида
Features and component composition of the formation fluid

Параметр

Parameter

Значение

Value

Давление насыщения, МПа:
Saturation pressure, MPa:

  • 20 °С

  • 40 °С

  • 70,7 °С

7,740

8,000

8,390

Газосодержание:
Gas content:

  • однократная сепарация, м33
    (single separation, m3/m3)

  • дифференциальное разгазирование, м33
    (differential degassing, m3/m3)

36,12

36,61

Плотность пластовой нефти, кг/м3:
Density of the reservoir oil, kg/m3:

  • при пластовом давлении
    (when it’s a formation pleasure)

  • при давлении насыщения
    (when it’s a saturation pleasure)

841,8

824,9

Вязкость, мПа.с:
Viscosity, MPa.s:

  • при пластовом давлении
    (when it’s a formation pleasure)

  • при давлении насыщения
    (when it’s a saturation pleasure)

  • сепарированной нефти при 20 °С
    (separated oil at 20 °С)

 

 

4,110

3,060

107,5

Плотность сепарированной нефти, кг/м3:
Density of separated oil, кg/m3:

  • стандартная сепарация
    (normal separation)

  • дифференциальное разгазирование
    (differential degassing)

898,1

896,4

Содержание, %:
Content, %:

  • парафина
    (paraffin)

  • смол силикагелевых
    (silica gel resins)

  • асфальтенов
    (asphaltenes)

  • механических примесей
    (mechanical impurities)

2,970

28,43

6,830

Отсутствие
Absent



← Назад к списку


im - научные статьи.