Определение температуры насыщения модельных растворов нефти парафином

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение температуры насыщения модельных растворов нефти парафином

Александров А.Н.

Рогачев М.К.

Аспирант, Санкт-Петербургский горный университет

Профессор, доктор технических наук, Санкт-Петербургский горный университет

Аннотация

В статье рассмотрены механизм образования и основные факторы, способствующие интенсивному накоплению асфальтосмолопарафиновых отложений. Представлены результаты лабораторных исследований по определению температуры насыщения моделей высокопарафинистой нефти парафином при их изобарическом охлаждении для пластовых условий одного из месторождений Республики Коми. Получена зависимость температуры насыщения растворов парафином от его содержания и давления.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, высокопарафинистая нефть, температура насыщения нефти парафином.

Abstract

The artcile discusses the mechanism of formation and the main factors contributing to the intensive accumulation of asphalt and resin paraffin deposits. The results of the laboratory studies on determining the saturation temperature of high paraffin oil models with their isobaric cooling for the reservoir conditions at one of the Komi Republic deposits are presented in the paper. The dependence of the saturation temperature of solutions with paraffin on their content and pressure is obtained.

Keywords: asphalt and resin paraffin deposits, high paraffin oil, paraffin oil saturation temperature.

Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности скважинного оборудования является одним из основных видов осложнений при эксплуатации добывающих скважин на месторождениях высокопарафинистой нефти.

Высокая интенсивность образования АСПО на месторождениях высокопарафинистыхнефтей со сложными геолого-физическими условиями разработки приводит к значительному снижению эффективности эксплуатации скважин, что, в целом, затрудняет выполнение плановых показателей по добыче нефти. Решение задачи по предотвращению образования и удалению АСПО позволит существенно снизить текущие и капитальные затраты при добыче нефти.

В работе [11] нефти в зависимости от содержания высокомолекулярных парафиновых углеводородов подразделяются на пять групп:

1) малопарафинистую (не более 1,5% масс.парафина);

2) парафинистую (от 1,5 до 6% масс.парафина);

3) умереннопарафинистую (от 6 до 10% масс.парафина);

4) высокопарафинистую (от 10 до 20% масс.парафина);

5) сверхвысокопарафинистую (с содержанием парафина свыше 20% масс).

Установлено, что в условиях газонасыщенного водонефтяного потока процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования происходит за счет адсорбции насыщенных парафиновых углеводородов с большими молекулярными массами с образованием тугоплавкой смоло-парафиновой пленки. В дальнейшем увеличение толщины отложений сопровождается адсорбцией низкомолекулярных углеводородов.

В работе [3] отмечается зависимость прочности отложений от молекулярного строения углеводородов, содержащихся в нефти. С ростом содержания углеводородов с разветвленными структурами парафиновые отложения оказываются менее прочными в силу повышенной способности удерживать жидкую массу, чем в случае высокомолекулярных неразветвленных парафинов.

На интенсивность образования АСПО в скважинных условиях значительное влияние оказывает ряд факторов [2], [3], [5], [8]. Непрерывное изменение термобарических условий по стволу скважины приводит к нарушению гидродинамического равновесия газожидкостного потока, что сопровождается разгазированием добываемого флюида. Вследствие этого происходит интенсивное охлаждение углеводородной системы и снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафинам.

Важным этапом при выборе технологии по предупреждению и удалению асфальтосмолопарафиновых отложений является определение с достаточной точностью глубины начала образования АСПО.

В работе [4] приводится зависимость по определению температуры насыщения нефти парафином в скважинных условиях по известному значению tнд:

(1)

где tнд - температура насыщения дегазированной нефти парафином; А1, А2 - корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных исследований нефти; pt, pнас - давление соответственно в скважине и давление насыщения нефти газом; Гt - газонасыщенность нефти при температуре потока в скважине; Г0 - газонасыщенность пластовой нефти.

Для определения температуры насыщения дегазированной нефти получен ряд эмпирических зависимостей.

Температура насыщения нефти парафином для поверхностных и скважинных условий может быть получена по уравнениям ВНИИнефть [1]:

(2)

(3)

где tнд - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях; Р - давление, МПа; ГН - газовый фактор нефти, м3/м3; Сп - концентрация парафина в нефти, % масс.

Схожее с уравнением (3) влияние содержания парафинов в нефти на температуру насыщения нефти парафином представлено в [7]:

(4)

Влияние концентрации парафинов на температуру насыщения нефти парафином также отражается в уравнении ПермНИПИнефти [4], [10]:

(5)

Температуру насыщения дегазированной нефти с учетом содержания смол и асфальтенов можно определить:

- по формуле ТГНУ [4]:

(6)

- по формуле ПГТУ [7]:

(7)

где - содержание в нефти соответственно парафинов, смол и асфальтенов, %; [?] - поправочный коэффициент, °С/%; ?20, ?50 - динамическая вязкость нефти при температуре соответственно 20 и 50 °С, мПас; tпл - температура плавления парафина, °С.

Для проведения расчётов по зависимости (6) и (7) в работах [4] получены номограммы для определения поправочного коэффициента ? и показателя степени X.

Проведенный обзор показал недостаток рассмотренных работ в области определения температуры насыщения высокопарафинистых нефтей парафином при пластовых термобарических условиях.

Авторами статьи проведены исследования по определению температуры насыщения моделей высокопарафинистой нефти парафином при их изобарическом охлаждении для пластовых условий одного из нефтяных месторождений Республики Коми.

Методика и аппаратура проведения лабораторных исследований по определению температуры насыщения модельных растворов парафином визуальным методом представлена ниже.

Для приготовления модельных растворов 4 различных концентраций (15,20,25 и 30 % масс.) технический парафин марки Т-1 по ГОСТ 23683-89 в расчетном количестве добавлялся в керосин марки ТС-1 по ГОСТ 10227-86. Далее раствор разогревался на водяной бане при периодическом перемешивании до температуры, превышающей температуру плавления парафина марки Т-1, и получения однородного раствора.

Определение температуры насыщения модельных растворов парафином визуальным методом производилось на экспериментальной установке IFT-700 (VinciTechnologies), предназначенной для определения межфазного натяжения между фазами жидкость - газ и жидкость - жидкость при пластовых условиях.

Для поставленной задачи была изготовлена PVT - ячейка высокого давления с двумя смотровыми окнами. Исследование по определению температуры насыщения растворов парафином различной концентрации осуществлялось при изобарическом охлаждении ячейки.

При проведении серии экспериментов на установке IFT-700 были задействованы следующие основные компоненты: ручной насос для поддержания постоянного давления, PVT - ячейка высокого давления, система нагрева и контроля температуры, микроскоп, записывающий микрофотографии состояния исследуемой пробы, а также система вентилей для загрузки пробы и дальнейшей ее подачи из насоса в PVT - ячейку.

Предварительно перед заполнением измерительной системы разогретым до однофазного состояния исследуемым раствором, нагретая до 65°С PVT - ячейка вакуумировалась через выходной штуцер в течение 20 минут. Затем в ячейке с исследуемой пробой насосом устанавливалось давление в диапазоне (от 0,1 до 13,6 МПа) и система выдерживалась при данных термобарических условиях в течение 30 минут. Далее производилось охлаждение ячейки до температуры насыщения исследуемой пробы парафином в изобарическом режиме со скоростью 0,119°С/мин с одновременной записью графического материала. Температура, при которой в исследуемой пробе образца появлялись твердые частицы парафина, принималась за температуру насыщения раствора парафином. Новый эксперимент при следующем значении давления осуществлялся после получасового термостатирования системы при температуре 65°С (до полного растворения парафина).

Результаты исследований разноконцентрированных растворов парафина в керосине визуальным методом на установке IFT-700 при изобарическом охлаждении представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты исследований парафинсодержащих моделей при изобарическом охлаждении

На рис. 1 показано состояние исследуемой модели (с содержанием парафина в растворе 20 % масс.) при изобарическом охлаждении системы в области температуры насыщения парафином при атмосферном давлении. Температура насыщения модели парафином составляет 30,2?С.

Рис. 1 - Состояние парафинсодержащей модели (?П=20% масс.) при изобарическом охлаждении системы при давлении 0,1 МПа: а) при Т=30,4 ?С; б) при температуре насыщения модели парафином Т=30,2 ?С; в) при Т=30 ?С

На рисунке 2 представлена полученная зависимость температуры насыщения моделей высокопарафинистой нефти парафином в зависимости от его массового содержания в растворе.

Рис. 2 - Зависимость температуры насыщения растворов парафином от его массовой концентрации при атмосферном давлении

Рис. 3 - Изотермы насыщения растворов парафином

Получены изотермы насыщения моделей высокопарафинистой нефти парафином в области давлений от 0,1 до 13,6 МПа вида (рис.3):

(8)

где P* - атмосферное давление, МПа; - температура насыщения модели парафином при атмосферном давлении, °С; Tнас - температура насыщения модели парафином при равновесном давлении P, °С; k - константа фазового перехода в уравнении Клапейрона-Клаузиуса, описывающем фазовые переходы первого рода, к которым условно можно отнести кристаллизацию парафина в модельных растворах.

Из формулы (8) получим выражение для определения температуры насыщения модели парафином Tнас при равновесном давлении P:

(9)

Таким образом, исследование моделей высокопарафинистой нефти визуальным методом выявило повышение температуры насыщения парафином с ростом концентрации и давления. Для диапазона давлений (0,1-13,6 МПа) и массовых концентраций парафина в растворе (15, 20, 25 и 30 % масс.) получена следующая зависимость температуры насыщения растворов парафином от его содержания и давления:

(10)

где Сп - массовое содержание парафина в модельном растворе, % масс.; P - равновесное давление насыщения, МПа.

температура нефть парафин раствор

Список литературы

1. Глущенко В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия / В.Н. Глущенко, В.Н. Силин. - М.: Интерконтракт Наука, 2009. - 475 с.

2. Ибрагимов Н.Г. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н.Г. Ибрагимов, В.П. Тронов, И.А. Гуськова - М.: Нефтяное хозяйство, - 2010. - 240 с.

3. Иванова Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. - 2011. - №1. - С. 268-284.

4. Мордвинов В.А. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - С. 112-115.

5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев. - М.: Недра, 2000. - 653 с.

6. Рагулин В.В. Исследования свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов / В.В. Рагулин, Е.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов // Нефтепромысловое дело. - 2001. - №5. - С. 33-36.

7. Требин Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин, Т.М. Обухова. - М.: Недра, 1980. - 583 с.

8. Тронов В.П. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений / В.П. Тронов, И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство. - 1999. - №4. - С.24-25.

9. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, - 1970. - 192 с.

10. Турбаков М.С. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях Пермского Прикамья / М.С. Турбаков, С.Е. Чернышов, Е.Н. Устькачкинцев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №11. - С. 122-123.

11. Ященко И.Г. О роли трудно извлекаемых нефтей как источнике углеводородов в будущем на основе информационно-вычислительной системы по нефтехимической геологии Музея нефтей ИХН СО РАН / Ященко И.Г. // Материалы международной научно-практической конференции «Культурное наследие и информационные технологии на постсоветском пространстве АДИТ-15», 10-14 мая 2011 г., г. Минск / Институт культуры Беларуси; под ред. И.Б. Лаптенок. - 2011. - С. 39 - 41.

Размещено на Allbest.ur