Научно-информационный блог

Осаждение АСПО на внутренних стенках эксплуатационной колонны и трубопровода –часто встречающийся тип осложнений при добыче нефти. Появление органических отложений связано с падением температуры добываемой жидкости у поверхности трубы ниже точки кристаллизации парафинов. Правильно подобранный ингибитор АСПО способен существенно замедлить процесс образования кристаллов и обеспечить бесперебойную перекачку скважинной продукции. Среди экспериментальных подходов к определению относительной эффективности ингибиторов важную роль играет метод «холодного стержня» («холодного пальца»), предложенный британской компанией Shell на рубеже 1990-х гг. и получивший свое название от английского термина cold finger.

Концептуально лабораторная установка для метода «холодного стержня» представляет собой обращенный трубопровод, когда не постепенно остывающий поток жидкости заключен в металлическую оболочку, а охлаждаемая изнутри U-образная трубка (cold finger) помещена в нефть с постоянной температурой. Температура нефти обычно выбирается на 5-10 oC выше, а циркулирующего по трубке хладагента – ниже точки кристаллизации парафина, за счет чего в ходе эксперимента «холодный стержень» покрывается слоем АСПО. Мерой эффективности ингибитора служит отношение масс осадка в ингибированной и чистой нефти. Используя одновременно несколько измерительных ячеек можно проводить скрининг набора марок и концентраций реагентов. Благодаря сравнительной простоте аппаратурного оформления и внешнему сходству процессов осаждения АСПО в лабораторных и реальных условиях, описанный метод снискал популярность среди исследователей и во многих случаях выступает в качестве основного критерия выбора технологии контроля парафиноотложения.

Пример экспериментальной установки для метода «холодного пальца»

Вместе с тем, в силу ряда причин специалисты нередко критикуют «холодный стержень» за невысокую воспроизводимость результатов и заметное расхождение между поведением ингибиторов в лаборатории и на месторождении. Во-первых, существует несколько способов определения точки кристаллизации парафина по данным реологии, дифференциальной сканирующей калориметрии и микроскопии в поляризованном свете, приводящих к противоречивым оценкам для этого ключевого параметра эксперимента. Во-вторых, сравнение молекулярно-массового распределения осадков указывает на сильную зависимость от разности температур нефти и трубки. Также масса отложений чувствительна к скорости перемешивания и длительности испытания. Немаловажное значение имеет и то, как удаляются излишки нефти со стержня перед взвешиванием АСПО. Напряжение сдвига потока нефти в реальных условиях обычно в несколько раз выше, чем в лаборатории. В проведенном Shell сравнительном исследовании на нескольких установках «холодного стержня» было продемонстрировано, что при невозможности моделировать наблюдающееся в трубопроводе напряжение сдвига близость результатов экспериментов и промысловых данных зависит от шероховатости поверхности стержня. Слишком гладкая поверхность препятствует налипанию частиц АСПО на ранней стадии осаждения, приводя к завышенным значениям степени ингибирования.

Все эти факторы необходимо принимать во внимание при адаптации методики к конкретному объекту, что редко реализуется на практике. Кроме того, несмотря на популярность метода, для него до сих пор не разработаны стандартная процедура и оборудование. Приборы различных производителей отличаются объемом и количеством измерительных ячеек, вариантами контроля температуры стержня, способами перемешивания нефти и другими деталями, затрудняющими сравнение результатов из разных лабораторий. При всех своих ограничениях метод «холодного стержня» остается одним из главных инструментов скрининга эффективности ингибиторов АСПО. В сочетании с другими статическими и динамическими испытаниями он успешно применяется для ранжирования реагентов по ингибирующему действию и выбору начальной дозировки при опытно-промышленных испытаниях.

Разрабатываемые в ООО «ТюменьНефтеТехнологии» ингибиторы АСПО серии «ТюмНТ-АСПО» способны не только препятствовать образованию отложений путем блокирования роста, но и модифицировать поверхностные свойства растущих кристаллов АСПО, препятствуя увеличению их в объеме. Двигаясь с потоком продукции скважин, ингибитор поддерживает частицы парафина в мелкодисперсном состоянии, а также обеспечивает отмыв образовавшихся зародышей  со стенок оборудования. Собственная аккредитованная лаборатория ООО «ТюменьНефтеТехнологии» выполняет исследования эффективности ингибиторов с учетом технических требований заказчика и контролирует постоянство выбранной рецептуры от стадии лабораторных испытаний до промышленного применения.