№ 1(17) 2019

Нефтяная провинция
№ 4(28) 2021  Часть 2
 

Изучение условий образования частиц твердой фазы в тяжелой высоковязкой нефти месторождений Западной Сибири

Стецюк И.А., Королев М.И., Рощин П.В., Стручков И.А.

DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2021.4.327-342

C.327-342

Скачать статью

Adobe_PDF_Icon.png

Аннотация

 

Эффективность эксплуатации скважин, работающих в условиях осложняющего фактора образования асфальтено-смолистых парафиновых отложений углеводородов (АСПО), может быть достигнута только при постоянном мониторинге и контроле за развитием осложнений.

Для формирования подхода при работе с осложнённым фондом были проведены лабораторные эксперименты по определению условий образования частиц твердой фазы в устьевой пробе нефти при давлениях 17 и 34 атм. Исследования проводились методом микроскопии под высоким давлением с программным гранулометрическим анализом.

Анализ данных по результатам экспериментов позволил определить скорость образования частиц твердой фазы. Получена температурная зависимость средней площади частиц при двух давлениях. Показано, что температура образования частиц твердой фазы в нефти увеличивается с ростом давления, а скорость их образования при этом снижается.

Из расчета модели прогнозирования образования АСПО в программном модуле доказано, что риск образования АСПО в НКТ отсутствует вне зависимости от дебита скважин при текущей обводненности в условиях рассматриваемого месторождения.

Ключевые слова:

 

температура насыщения нефти парафином, органические отложения, высоковязкая нефть, визуальный метод исследования, осложненный фонд

Список литературы

 

  1. Ijeomah, C. E., Dandekar, A. Y., Chukwu, G. A., Khataniar, S., Patil, S. L., and Baldwin, A. L. (2008). Measurement of Wax Appearance Temperature under Simulated Pipeline (Dynamic) Conditions. Energy and Fuels, 22(4), 2437–2442.

  2. Karan K. et al. Evaluation of asphaltene instability and a chemical control during production of live oils //Petroleum science and technology. – 2003. – Т. 21. – №. 3-4. – pp. 629-645.

  3. Sherman, A. M., Geiger, A. C., Smith, C., Taylor, L. S., Hinds, J., Stroud, P. and Simpson, G. J. (2019). Stochastic Differential Scanning Calorimetry by Nonlinear Optical Microscopy. Analytical Chemistry.

  4. Vicky Kett, Simon Gaisford, Peter Haines (2016). Principles of Thermal Analysis and Calorimetry.

  5. Kok, M. V., Létoffé, J.-M., Claudy, P., Martin, D., Garcin, M. and Volle, J.-L. (1996). Comparison of wax appearance temperatures of crude oils by differential scanning calorimetry, thermomicroscopy and viscometry.

  6. Hu Y. F. et al. Measurement and corresponding states modeling of asphaltene precipitation in Jilin reservoir oils //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2004. – Т. 41. – №. 1. – pp. 169-182.

  7. Sandyga, M. S., Struchkov, I. A. and Rogachev, M. K. (2020). Formation damage induced by wax deposition: laboratory investigations and modeling. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10(6), 2541-2558.7. Paso K., Kallevik H. and Sjoblom J. Measurement of wax appearance temperature using near-infrared (NIR) scattering. Energy & Fuels, 2009. – 23(10), 4988-4994.

  8. Jamaluddin A. K. M. et al. A comparison of various laboratory techniques to measure thermodynamic asphaltene instability //SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2001. – pp. 260-267.

  9. Jiang B., Qiu L., Li X., Yang S., Li K., Chen H. (2014). Measurement of the wax appearance temperature of waxy oil under the reservoir condition with ultrasonic method. Petroleum Exploration and Development, 41(4), 509–512.

  10. Bacon, M. M., Romero-Zeron, L. B. and Chong, K. (2009). Using Cross-Polarized Microscopy To Optimize Wax-Treatment Methods. SPE Annual Technical Conference and Exhibition.

  11. Sharma, B. K. (2001). Engineering chemistry(Vol. 5). Meerut: Krishna Prakasan Media (P) Ltd.

  12. Struchkov, I.A., Rogachev, M.K. Wax precipitation in multicomponent hydrocarbon system. J Petrol Explor Prod Technol 7, 543–553 (2017).

Сведения об авторах

 

Стецюк Илья Александрович, главный менеджер отдела по работе с механизированным фондом, ООО «РН-Пурнефтегаз»

Россия, 629830, Ямало-Ненецкий АО, Губкинский, мкр. 10, д. 3

Email: iastetsyuk@png.rosneft.ru

 

Королев Максим Игоревич, кандидат технических наук, старший технолог укрупненного нефтепромысла №4, ООО «РН-Пурнефтегаз»

Россия, 629830, Ямало-Ненецкий АО, Губкинский, мкр. 10, 3

Email: korolevhik@yandex.ru

 

Рощин Павел Валерьевич, кандидат технических наук, главный эксперт бюро экспертов, ООО «СамараНИПИнефть»

Россия, 450054, Уфа, ул. Проспект Октября, 69/3

Email: roschinpv@samnipi.rosneft.ru

 

Стручков Иван Александрович, кандидат технических наук, руководитель группы отдела геологии и разработки месторождений совместных предприятий, ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

Россия, 625002, Тюмень, ул. Осипенко, 79/1

Email: iastruchkov@tnnc.rosneft.ru

Для цитирования:

Стецюк И.А., Королев М.И., Рощин П.В., Стручков И.А. Изучение условий образования частиц твердой фазы в тяжелой высоковязкой нефти месторождений Западной Сибири//Нефтяная провинция.-2021.-№4(28).-Часть 2.-С.327-342. DOI https://doi.org/10.25689/NP.2021.4.327-342

 
 
 
 
 

   © Стецюк И.А., Королев М.И., Рощин П.В., Стручков И.А., 2021
       Это статья в открытом доступе под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)