УДК

Сведения об авторах

Аннотация

Фазовый переход парафиновых компонентов пластовых флюидов в твердое состояние в процессе добычи и транспортировки природных углеводородных смесей представляет собой серьезную угрозу для бесперебойной работы системы «пласт–скважина». Особенно высоки риски возникновения осложнений при работе добывающих скважин в условиях низких температур Арктического региона. Лабораторные исследования фазового поведения парафинов дают ключевую информацию для инженерных и экономических анализов данных рисков. В работе представлены результаты исследований фазового поведения пластового флюида со скважины нефтяного месторождения Арктической зоны Российской Федерации. Исследования проводились с использованием современного высокотехнологического оборудования Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований института нефти и газа Северного (Арктического) федерального университета имени М.В. Ломоносова, на представительных глубинных пробах, отобранных согласно действующему регламенту. Научная новизна работы – предлагаемый авторами способ построения фазовой диаграммы пластового флюида в координатах «давление–температура», совмещенной с областями кинетической и агрегативной устойчивости смеси по отношению к твердой парафиновой фазе. Под кинетической устойчивостью понимается способность системы сохранять равно- мерное распределение парафиновых частиц во всем объеме, под агрегативной – способность системы сохранять степень дисперсности твердой фазы. Важность этих свойств в понимании процессов фазовых переходов отмечали многие исследователи, поэтому предлагаемый способ может сыграть положительную роль в задаче адекватного описания процессов образования твердых органических отложений. Результаты исследований могут быть использованы при экономическом и технологическом обосновании применяемых методов борьбы с парафиновыми отложениями на рассматриваемом месторождении.

Ключевые слова

Список литературы

1. Betancourt S., Davies T., Kennedy R., Dong Ch., Elshahawi H., Mullins O.C., Nighswander J., O’Keefe M. Advancing Fluid-Property Measurement // Oilfield Review. 2007. P. 56–70. P. 80. 
2. Tarek A. Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. US, Houston, 2007. 570 р. 
3. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. М., 1966. 184 с. 
4. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М., 1969. 192 с. 
5. Firoozabadi A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. N.Y., 1999. 
6. Лобанов А.А., Пустова Е.Ю. Исследование процесса образования твердых органических веществ в глубинной пробе нефти // Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа в прибрежно- шельфовой зоне Арктики России: материалы Междунар. науч.-практ. конф. (10–11 июня 2015 г.). Архангельск, 2015. 159 с. 
7. Zuo J.Y., Zhang D. Wax formation from synthetic oil systems and reservoir fluids // Energy & Fuels. 2008. Vol. 22, №. 4. P. 2390–2395. 
8. Kamari A., Khaksar-Manshad A., Gharagheizi F., Mohammadi A.H., ashoori S. Robust model for the determination of wax deposition in oil systems // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2013. Vol. 52, № 44. С. 15664–15672.