CC BY
79ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.276
А.Н. Александров1, e-mail: sania.alexandro2012@yandex.ru; М.К. Рогачев1, e-mail: rogatchev@mail.ru; И.Р. Раупов1, e-mail: inzirrr@yandex.ru
1 ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).
Исследование реологических свойств высокопарафинистой нефти
В статье представлены результаты исследования реологических свойств высокопарафинистой нефти одного из месторождений Республики Коми (Россия). Разработана методика специальных реологических исследований высокопарафинистой нефти, позволяющая обоснованно подходить к решению инженерно-технических задач, связанных с расчетом кривых распределения давления по стволу скважины, при выборе скважинного оборудования и его режимов работы с учетом вязкостно-температурной поправки, определением глубины начала образования отложений парафина в скважине в зависимости от подачи насоса. На основании полученных результатов реологических исследований высокопарафинистой безводной нефти установлено, что при достижении критической скорости сдвига, равной 60,5 с-1, температура начала структурообразования снижается на 2,5 °С, в то время как дальнейшее увеличение скорости сдвига не приводит к ее изменению. Установлена экспоненциальная зависимость объемного расхода исследуемой высокопарафинистой нефти, соответствующего критической скорости сдвига, от диаметра колонны насосно-компрессорных труб с указанием рекомендуемой и нежелательной (парафиноопасной) области значений объемных расходов нефти.
Ключевые слова: высокопарафинистая нефть, температура начала структурообразования, температура насыщения нефти парафином, аномалии вязкости.
A.N. Aleksandrov1, e-mail: sania.alexandro2012@yandex.ru; M.K. Rogachev1, e-mail: rogatchev@mail.ru; I.R. Raupov1, e-mail: inzirrr@yandex.ru
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Saint Petersburg Mining University" (Saint Petersburg, Russia).
Research of Rheological Properties of High-Wax Oil
The article presents the results of research the rheological properties of high-wax oil from one of the Komi Republic oil fields. The method of special rheological research of high-wax oil was developed for a substantiated approach to engineering and technical tasks of calculating pressure curves for well bore to choose downhole equipment and its modes considering viscosity and temperature, determining depth of initial wax deposits in the well depending on pump rate. Based on results of rheological studies of high-wax dry oil it has been established that at critical shear rate equal to 60.5 s-1 temperature of initial structure formation decreases by 2.5 °C, whereas further increase of shear rate causes no changes in it. An exponential relation of volume flow rate of the studied high-wax oil, corresponding to critical shear rate, to tubing diameter has been established indicating recommended and unwanted (wax-hazardous) range of values of oil volume flow rate. Keywords: high-wax oil, initial structure formation temperature, wax appearance temperature, viscosity abnormalities.
Значительную долю месторождений мира составляют месторождения па-рафинистых нефтей. Из них около половины приходится на высокопарафи-нистые и сверхвысокопарафинистые нефти, добыча которых становится все более актуальной [1, 2]. Для решения
этой проблемы необходимы изучение реологических свойств и правильная оценка поведения высокопарафинистой нефти как в продуктивном пласте, так и в скважине при разных температурных условиях и режимах течения.
В статье представлены результаты исследования реологических свойств высокопарафинистой нефти одного из месторождений Республики Коми. Устьевые пробы нефти были отобраны с ряда скважин, вскрывших нефтяную залежь в верхнеэйфельских песчани-
52
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Таблица 1. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти залежи D. Tablel. Physicochemical characteristic of degassed oil in deposit D2ef
Параметр Parameter Значение Value
Плотность при 20 °С, кг/м3 Density at 20 °С, kg/m3 802
Температура застывания, °С Chill point, °С 40
Групповой углеводородный состав, % масс.: Group hydrocarbon composition, % mass:
Парафино-нафтеновые углеводороды Paraffin-naphthenic hydrocarbons • в т. ч. парафины incl. paraffins 89,31 27,12
Ароматические углеводороды Aromatic hydrocarbons 5,55
Смолы силикагелевые Silica gel resins 3,56
Асфальтены Asphaltenes 1,59
ч:
u <v s
X -
ai в S ï
S. ô
¡W fit яг**
/ /V* t
/ / 10*
А / ШО0* r* ЯГ*
50
250
100 150 200 Скорость сдвига, с-1 Shear rate, с-1
Температура Temperature
37,5 °C * 40 °C °42,5 °C » 45 °C * 50 °C 52,5 °C ■ 55 °C ♦ 70 °C
300
Рис. 1. Кривые течения высокопарафинистой нефти Fig.l. Curves of highly paraffinic oil flow
ках среднего девона D2ef. Начальная пластовая температура указанной залежи составляет 62 °С, пластовое давление - 29,1 МПа.
РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАБОТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ УСТЬЕВЫХ ПРОБ БЕЗВОДНОЙ НЕФТИ
Приведены результаты лабораторных исследований физико-химических свойств одной из устьевых проб безводной нефти, параметры которой удовлетворяют средним значениям, принятым для дегазированной нефти залежи 02е(: (табл. 1). Дегазированная нефть относится к особо легким с плотностью 802 кг/м3. Температура застывания нефти составляет 40 °С. Групповой состав нефти определялся согласно ГОСТ 11851-85 [3] и ускоренному методу хроматографического анализа нефтяных фракций,разработанному ВНИИ НП [4]. Исследуемая нефть относится к высокопарафинистым (содержание парафинов составляет 27,12 % масс.), смолистым (содержание смол и асфальтенов - 3,56 % масс. и 1,59 % масс., соответственно) согласно [5]. Реологические исследования высокопарафинистой нефти были выполнены на
ротационном реометре Rheotest RN 4.1 с использованием измерительной системы «конус К8 - пластина» с созданием стандартного зазора 10 мкм. Данная система позволяет проводить измерения при регулируемом напряжении сдвига
и скорости сдвига при температуре от -30 до 200 °С и вязкости жидкости в интервале 1-10 000 мПа.с в диапазоне скоростей сдвига 2-20 000 с-1. Определение кривых течения и эффективной вязкости исследуемой
Для цитирования (for citation):
Александров А.Н., Рогачев М.К., Раупов И.Р. Исследование реологических свойств высокопарафинистой нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. С. 52-62.
Aleksandrov A.N., Rogachev M.K., Raupov I.R. Research of Rheological Properties of High-Wax Oil. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 6, P. 52-62. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2018
53
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
10000
¡2 = S Í
м: m
m
1Л
«
га >
f
1000
100
■ МММ «Ml J
10
50
250
100 150 200 Скорость сдвига, с-1 Shear rate, с-1 Температура Temperature
37,5 °C »40 °C «42,5 °C «45 °C »50 °C 52,5 °C ■ 55 °C >70°С
300
Рис. 2. Кривые вязкости высокопарафинистой нефти Fig. 2. Curves of highly paraffinic oil viscosity
6 J
о ¡É m or
m «
ra >
t
6500 6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
25 35 45 55 65
Температура, °C Temperature, °C Скорость сдвига Shear rate
-•- 5,811/c -*- 30,49 1/c -•- 160,22 1/c 10,68 1/c 70,45 1/c 220,34 1/c
-*- 20,43 1/c -*- 100,17 1/c -*- 300,9 1/c
75
Рис. 3. Зависимость эффективной вязкости исследуемой высокопарафинистой нефти от температуры и скорости сдвига
Fig. 3. Dependence of effective viscosity of highly paraffinic oil under testing on temperature and shear rate
нефти осуществлялось в диапазоне скоростей сдвига от 0 до 300 с-1 при плавно (линейно) изменяемой скорости сдвига в режиме Shear Rate Ramp при постепенном охлаждении нефти от 70 до 30 °С.
При построении вязкостно-температурных характеристик для исследуемой нефти использовались значения ее эффективной вязкости при различных скоростях сдвига, соответствующих порядку скоростей сдвига, реализуе-
мых в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) при эксплуатации добывающих скважин.
Предельное напряжение сдвига нефти определяли при регулируемом напряжении сдвига в режиме Controlled Shear Stress, т. е. аргументом является напряжение сдвига, а функцией - скорость сдвига. Такой режим исследований позволяет надежно фиксировать наличие предельного напряжения сдвига у различных неньютоновских систем. Исследования проводили при линейном увеличении напряжения сдвига от 0 до 10, 100 или 200 Па в течение 100 или 200 с в зависимости от вязкости исследуемой нефти при заданной температуре. При этом достижение предельного напряжения сдвига фиксируется по отличной от нуля скорости сдвига. На рис. 1 и 2 представлены реологические кривые течения и эффективной вязкости высокопарафинистой безводной нефти при разных температурных режимах. Основными структурообразующими компонентами в исследуемой нефти являются парафины, содержание которых составляет 27,12 % масс. Установлено, что при температурах выше 52,5 °С исследуемая нефтяная дисперсная система (НДС) практически не образует структуру и ведет себя как ньютоновская жидкость, а при температурах ниже указанной начинает проявлять аномалии вязкости. При температурах ниже 45 °С наблюдается многократное увеличение эффективной вязкости нефти для различных скоростей сдвига (рис. 3). Увеличение концентрации дисперсной фазы приводит к взаимодействию частиц парафина с последующим изменением реологических свойств дисперсной системы. При низких скоростях сдвига процесс образования подвижной пространственной структуры из частиц парафина становится более интенсивным, чем при высоких скоростях сдвига, и сопровождается многократным увеличением вязкости исследуемой нефти. Таким образом, процессы структурообразования оказывают существенное влияние на вязкость нефти при течении со сравнительно низкими скоростями сдвига. При понижении температуры прочность структурного каркаса уве-
54
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
CROWNE PLAZA*
ОТЕЛЬ IHG* САНКТ-ПЕТЕРБУРГ АЭРОПОРТ
БРОНИРУЙТЕ ПО ТЕЛЕФОНУ: +7 (812) 240-42-00
ИДЕАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ДЕЛОВОЙ ПОЕЗДКИ...
Специальные корпоративные цены для ПАО «Газпром» Отель расположен в МФК «АЭРОПОРТСИТИ Санкт-Петербург» Бесплатные шаттлы до ст. м. «Московская» и аэропорта Пулково 15 минут до «Экспофорума»
——• /Мш>
2
X
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Таблица 2. Сопоставление реологических моделей течения жидкости с поведением исследуемой нефти при температуре 45 °С Table 2. Comparison of rheoLogicaL fluid flow models with test oil behavior at 45 °С
Модели течения жидкости Fluid flow models Реологическое уравнение RheoLogicaL equation Коэффициент детерминированности R2 Coefficient of determinition R2
Модель Ньютона Newton model т = 0,063.у 0,844
Модель Шведова - Бингама Shvedov - Bingham model т = 3,8416+ 0,04397 0,984
Модель Гершеля - Балкли HerscheL - BuLkLey model т = -0,7355 + 0,6748.у0-5668 0,998
Таблица 3. Результаты сопоставления реологических моделей течения жидкости с поведением высокопарафинистой нефти при разных температурных режимах
Table 3. Comparison data of rheoLogicaL fluid flow models with highly paraffinic oil behavior at various thermal regimes
Температура, °С Temperature, °С Реологические модели течения RheoLogicaL flow models Тип жидкости Type of fLuid
Ньютона Newton model Шведова - Бингама Shvedov - Bingham model Гершеля - Балкли HerscheL - BuLkLey model
Вязкость |J, Па.с Viscosity Pa.с Коэффициент детерминированности R2 Coefficient of determinition R2 Предельное напряжение сдвига т0, Па Yield point т0, Pa Пластическая вязкость рп>, Па.с Plastic viscosity рп>, Pa.s Коэффициент детерминированности R2 Coefficient of determinition R2 Предельное напряжение сдвига т0, Па Yield point т0, Pa Показатель консистентности К, Па.с" Consistency index К, Ра.с" Показатель поведения " Behavior index " Коэффициент детерминированности R2 Coefficient of determinition R2
70,0 0,0072 0,987 - - - - - - - Ньютоновская Newton
65,0 0,0088 0,990 - - - - - - -
60,0 0,0114 0,996 - - - - - - -
55,0 0,0201 0,997 - - - - - - -
52,5 0,0306 0,985 0,3969 0,0286 0,989 -0,6952 0,1312 0,7481 0,997 Переход от ньютоновской к вязкопластичной Transition from newton to viscopLastic
50,0 - - 1,8163 0,0325 0,963 -1,3715 0,4736 0,573 0,993 Вязкопластичная с пределом текучести ViscopLastic with yieLd point
47,5 - - 2,7751 0,0377 0,970 -1,1678 0,6802 0,5443 0,995
45,0 - - 3,8416 0,0439 0,984 -0,7355 0,6748 0,5668 0,998
42,5 - - 5,274 0,0661 0,994 4,0613 0,1558 0,8566 0,997
40,0 - - 16,71 0,0624 0,957 19,4725 0,0015 1,6476 0,983
37,5 - - 39,2029 0,0869 0,948 -22,8651 24,1249 0,2267 0,969
35,0 - - 52,4709 0,2136 0,977 -27,6982 27,2488 0,2871 0,991
32,5 - - 80,6535 0,3041 0,957 -27,0235 31,4151 0,3197 0,991
30,0 - - 86,075 0,3661 0,972 -14,3337 25,2403 0,367 0,985
личивается, а взаимодействие между частицами парафина усиливается вследствие ослабления теплового движения молекул, что приводит к переходу
жидкой системы в структурированную жидкость с предельным напряжением сдвига. Кристаллизации парафинов при снижении температуры предшествует
«распрямление» их молекул. Появление в жидкой системе взаимодействующих друг с другом вытянутых молекул, обладающих очень большой длиной, со-
56
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
провождается образованием пространственной структуры, разрушающейся из-за теплового движения, но тут же восстанавливающейся. Связь между молекулами осуществляется за счет сил Ван-дер-Ваальса [1]. Структуры, которые при тепловом движении частиц дисперсной фазы разрушаются и тиксотропно восстанавливаются, называются коагу-ляционными (тиксотропно обратимыми).
РЕОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ТЕЧЕНИЯ НЕНЬЮТОНОВСКИХ ЖИДКОСТЕЙ
Для описания деформационного поведения различных структурированных дисперсных сред существует более 30 реологических моделей, передающих в определенном диапазоне напряжений сдвига отдельные особенности реального течения. Наибольшее практическое распространение для описания поведения вязкопластичных структурированных дисперсных систем получила реологическая модель течения неньютоновских жидкостей Шведова -Бингама [6]:
т = т„ + u .у,
0 "пл f
(1)
где т0 - предельное напряжение сдвига (предел текучести), превышение которого приводит к возникновению вязкого течения, Па; цпл - коэффициент пластической (структурной) вязкости, Па.с; у - скорость сдвига, с-1. Для одновременного учета нелинейности кривой течения и наличия предельного напряжения сдвига необходимо использовать реологическое уравнение Гершеля - Балкли, которое представляет собой степенное реологическое уравнение Оствальда - де Виля с добавлением предела текучести т0 [7]:
= *0 + Ч",
(2)
где К - показатель консистентности, Па.с"; п - показатель поведения (индекс течения).
Следует отметить, что основным недостатком реологических уравнений (1) и (2) является отсутствие микрореологической модели, связывающей реологические коэффициенты со структурно-реологическими характеристиками системы (не учитываются силы взаимо-
100 150 200
Скорость сдвига, с-1 Shear rate, с-1
300
. Экспериментальные данные Test data
Модель Гершеля - Балкли HerscheL - BuLkley model
Модель Шведова - Бингама Shvedov - Bingham model х Модель Ньютона Newton model
Рис. 4. Сопоставление реологических моделей течения жидкости с поведением высокопарафинистой нефти при температуре 45 °С
Fig. 4. Comparison of rheological fluid flow models with highly paraffinic oil behavior at 45°С
4000
é E
m
к Э
5 г \
К
3500
3000
2500
m х m
s
fe
Л
TZT LU
-8-
(T>
5 2000
1500
1000
500
10
20
30
40
50
60
70
80
Температура, °C Temperature, °C
Рис. 5. Вязкостно-температурная характеристика высокопарафинистой нефти при определенной скорости сдвига (D = 60,5 c-1)
Fig. 5. Viscosity-temperature characteristic of highly paraffinic oil at specific shear rate (D = 60,5 c-1)
действия между частицами, строение и размер агрегатов).
Результаты сопоставления реологических моделей течения жидкости Ньютона, Шведова - Бингама и Гершеля -Балкли с поведением высокопарафинистой нефти при разных температурных
режимах представлены на рис. 4 и в табл. 2 и 3.
На основании выполненных реологических исследований устьевой пробы безводной нефти с содержанием парафинов свыше 27 % масс. определены температуры, при которых исследуемая
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2018
57
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Рис. 6. Зависимость эффективной вязкости нефти от температуры в полулогарифмических координатах при определенной скорости сдвига (D = 60,5 с-1)
Fig. 6. Dependence of effective oil viscosity from temperature in semUologarithmic coordinates at specific shear rate (D = 60,5 c1)
re œ О
en
S.
о о
S;
P o>, E sî* a)
re
CL
45,0
44,0
43,0
42,0
41,0
40,0
♦
л \
♦ \
♦ ♦ \
\ ♦г _ ♦ < _<
1 Укрит = 60,5 С"1
1
1
50
100
150
200
250 300
Скорость сдвига, с-1 Shear rate, с-1
Рис. 7. Зависимость температуры начала структурообразования от скорости сдвига для исследуемой высокопарафинистой нефти
Fig. 7. Dependence of cross-Linking temperature on shear rate for highly paraffinic oil under investigation
о (P
ÎÉ
m
к Q m и tfl
5
Л)
¥
-е--е-
<Т)
2500 2250 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 0
♦
\ \ У--1 49,937 х+б: 83,2 86
^ я2 = о, 989
\
\
\ \
\
\
Г =1 структ. tl,7 °С У = -8,5 26-х + 4! 33,0 49
Si = 0,9 83
10
100
Температура, °С Temperature, °С
система проявляет аномалии вязкости. Неньютоновское поведение высокопарафинистой нефти, представляющей собой структурированную вязкопла-стичную жидкость с пределом текучести, наиболее точно описывается реологическим уравнением Гершеля -Балкли.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ТЕМПЕРАТУРЫ НАЧАЛА СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ ОТ СКОРОСТИ СДВИГА Следующим этапом стало определение для исследуемой нефти зависимости температуры начала структурообразования от скорости сдвига (рис. 7). Построение вязкостно-температурных характеристик нефти для конкретных значений скоростей сдвига позволяет определить температуру начала структурообразования для определенной скорости сдвига [8]. Зависимость эффективной вязкости нефти от температуры при скорости сдвига, равной 60,5 с-1, представлена на рис. 5. Для нахождения значения температуры начала структурообразования при соответствующей скорости сдвига необходимо построить зависимость эффективной вязкости нефти от температуры в полулогарифмических координатах при определенной скорости сдвига (рис. 6). Точка пересечения двух касательных к построенной вязкостно-температурной характеристике соответствует температуре начала структурообразования при выбранной скорости сдвига. Решением системы уравнений (4) для линий тренда для скорости сдвига 60,5 с-1 является значение температуры начала структурообразования, равное 41,7 °С:
цэф = -149,937-7"+ 6383,286
|/ф =-8,56-7"+483,049, (4)
-141,411. Т = -5900,24, Т = 41,7 °С
Зависимость температуры начала струк-турообразования от скорости сдвига (рис. 7) для исследуемой высокопарафинистой нефти по полиноминальному закону четвертого порядка описывается уравнением:
Т = 2,934.10-9.у4 - 2Д81.10-6."/3 +
струк. ' ' ' '
+ 5,761.10-4.у2 - 0,063.у + 44,057, (5)
где у - скорость сдвига, с-1. На основании полученных результатов реологических исследований
высокопарафинистой безводной нефти установлено, что при достижении критической скорости сдвига, равной 60,5 с-1, температура начала структурообразования снижается на 2,5 °С, в то время как дальнейшее увеличе-
58
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Организатор Информационные партнеры
ымтТ>=0гла ГАЗОВАЯ
НЕФТЕГАЗ промышленность
Контакты +7 495 240 54 57
организаторов: ek@jneftegas.info
www.neftegas.info
§
ГАЗПРОМ
СОВЕЩАНИЕ ПО ВОПРОСАМ РАСШИРЕНИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА (КПГ/СПГ) В КАЧЕСТВЕ МОТОРНОГО ТОПЛИВА
1-5 октября 2018 г. г. Санкт-Петербург
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
ш
сГ
о g
-о |_
ft 10
а"
а: <_>
80 70 60 50 40 30 20 10 0
• •
» т
г /
/
¥ т"
1 2 J у 3
Статич ескоен апряже ние /: Предел ьное ди намичес
Gel str ength = 3,53 Pa / / / Yield р lint = 6, 1 Ра
3 4 5 6 7
Напряжение сдвига. Па Shear stress, Pa
10
Рис. 8. Статическое и предельное динамическое напряжения сдвига при температуре 45 °С Fig. 8. Gel strength and yield point at 45 °С
ш 250 с
ni
I 200 d
и
u £
S 150 *
ГГ
o.
« 100 I *
S 50
ч t 1 У — -13,81 24-х+ 613,32 38
\ \ 1? = 0,9485
V % Ч
\ *
\ \
\ \
'ада = 44, Т. 1°С \ * \ У = -0,225 1-лч-1 4,831'
% \ к--»—. 0,795 б
20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75
Температура, °C Temperature, °C
Рис. 9. Зависимость статического напряжения сдвига от температуры Fig. 9. Gel strength vs. temperature
ние скорости сдвига не приводит к ее изменению.
Для нелинейно-вязкопластичных жидкостей различают предельное напряжение сдвига (статическое напряжение сдвига или предел текучести) т0 и предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) хд. Первое характеризует прочность структуры жидкости и численно равно напряжению сдвига, при котором жидкость начинает течение из положения равновесия. При напря-
жениях сдвига т < т0 вязкопластичная жидкость ведет себя как твердое тело с отсутствием течения [6, 9]. В интервале напряжений т < хд течение происходит со статическим напряжением сдвига х0 и очень большой вязкостью. При напряжениях х > хд в системе происходит разрушение, и течение происходит с меньшей вязкостью и пределом текучести Хд [9, 10].
При температуре, близкой по значению к температуре начала структурообразо-
вания, величина статического напряжения сдвига (СНС) и предельного динамического напряжения сдвига (ПДНС) составляет 3,53 и 6,1 Па, соответственно (рис. 8). Можно выделить три области:
1) отсутствие течения (структура жидкости остается без изменений);
2) переходная область (течение по Шведову, наблюдается явление ползучести);
3) структура полностью разрушена (течение по Бингаму).
Определение температуры начала структурообразования по зависимости статического напряжения сдвига от температуры осуществлялось согласно методике обработки вязкостно-температурной характеристики нефти при определенной скорости сдвига. Многократное увеличение СНС наблюдается при температуре, равной 44,1 °С, что косвенно свидетельствует о начале образования прочной пространственной структуры в высокопарафинистой нефти (рис. 9).
Статическое напряжение сдвига от температуры по полиноминальному закону четвертого порядка описывается уравнением:
СНС = -2,89740"5.7"4 - 2,86940-3Т 3 + + 1,1387 - 79,666.7 + 1679,687, (6)
где Т - температура, °С. Как показывает практика, температура начала структурообразования близка по своему значению к температуре насыщения нефти парафином. Поэтому особенно важной является ее правильная оценка при определении глубины начала образования парафиновых отложений в скважине и обосновании па-рафинобезопасного режима ее работы на основе результатов исследования реологических свойств и особенностей течения высокопарафинистой нефти при разных температурных условиях.
ВЛИЯНИЕ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ НА ТЕМПЕРАТУРУ НАЧАЛА ЕЕ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ
На основе установленной зависимости температуры начала структурообразования от скорости сдвига выполнены расчеты по определению влияния объемного расхода исследуемой высоко-
60
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
парафинистой нефти на температуру начала ее структурообразования. Для стандартных значений диаметров колонн НКТ, применяемых в нефтедобыче, выполнен пересчет скоростей сдвига в объемный расход по формуле [11]:
0 = 8б400-7Г^, (7)
где 0 - объемный расход, м3/сут; у -скорость сдвига, с-1; - внутренний радиус колонны НКТ, м. Результаты расчетов по определению влияния объемного расхода исследуемой нефти на температуру начала ее структурообразования в зависимости от диаметра колонны НКТ представлены на рис. 10.
Зависимость объемного расхода исследуемой высокопарафинистой нефти, соответствующего критической скорости сдвига укрит, от диаметра колонны НКТ, описывается по следующему экспоненциальному закону:
0 = 0,000144^3,1828, (8)
крит * '
где 0крит - объемный расход нефти, соответствующий критической скорости сдвига укрит, м3/сут; D - условный диаметр колонны НКТ, мм. На рис. 11 представлена рекомендуемая область значений объемных расходов исследуемой высокопарафинистой нефти, при которой температура начала структурообразования является величиной постоянной, принимая минимальное значение.Также выделена нежелательная (парафиноопасная) область значений объемных расходов исследуемой нефти, при которой температура начала структурообразования повышается с увеличением прочности образующейся структуры высокопарафинистой нефти.
Таким образом, разработанная методика специальных реологических исследований высокопарафинистой нефти позволяет с учетом вязкостно-температурной поправки обоснованно подходить к выбору режимов работы добывающих скважин и систем внутрипромыслового сбора нефти, позволяющих минимизировать образование отложений парафина на внутренней поверхности труб.
га m о
m <0 О.
О
о &
? О>, Е S? (U
S*
Га CL
а>
44,50 44,00 43,50 43,00 42,50 42,00 41,50 41,00
♦ ▲ • ♦ ▲ •
\ . \ \
. v. .y.
» e
> "i \ »
8 16 32 64 128 256
Объемный расход нефти, м3/сут Volumetric oil flow rate, m3/day
Диаметр колонны НКТ Tubing string diameter
512 1024
.....°нкг = 73 мм
0„„ = 114 мм
Рис. 10. Влияние объемного расхода исследуемой высокопарафинистой нефти на температуру начала ее структурообразования в зависимости от диаметра колонны НКТ Fig. 10. Effect of volumetric flow rate of highly paraffinic test oil on the temperature of its cross-Linking depending on the tubing string diameter
л
600 500 400 300 200 100
48 54 60 66 72 78 84 90 96 102 108 114 Условный диаметр насосно-компрессорныхтруб, мм Passage tubing diameter, mm
Рекомендуемая область значений расходов Recommended flow rate range Парафиноопасная область значений расходов Paraffin hazard flow rate range
Рис. 11. Зависимость объемного расхода исследуемой высокопарафинистой нефти, соответствующего критической скорости сдвига укрит, от диаметра колонны насосно-компрессорных труб
Fig. 11. Dependence of volumetric flow rate of highly paraffinic test oil corresponding to critical shear rate j on the tubing string diameter
1крит ° °
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 6 June 2018
61
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
ВЫВОДЫ
1. На основании выполненных реологических исследований одной из устьевых проб безводной нефти, физико-химические свойства которой удовлетворяют средним значениям, принятым для дегазированной нефти залежи D2ef с содержанием парафинов более 27 % масс., определены температуры, при которых исследуемая система проявляет аномалии вязкости. Неньютоновское поведение высокопарафинистой нефти наиболее точно описывается реологическим уравнением Гершеля - Балкли и представляет собой структурированную вязкопластичную жидкость с пределом текучести.
2. Результаты исследований реологических свойств высокопарафинистой нефти позволили оценить температуру начала структурообразования на основе
полученных вязкостно-температурных характеристик нефти для различных скоростей сдвига. Для исследуемой нефти выявлено, что при достижении критической скорости сдвига температура начала структурообразования снижается на 2,5 °С. При скоростях, превышающих критическую скорость сдвига, температура начала структурообразования остается постоянной.
3. Установлена экспоненциальная зависимость объемного расхода исследуемой высокопарафинистой нефти, соответствующего критической скорости сдвига, от диаметра колонны НКТ с указанием рекомендуемой и нежелательной (парафиноопасной) области значений объемных расходов нефти.
4. Разработана методика специальных реологических исследований высокопарафинистой нефти, позволяющая
обоснованно подходить к решению инженерно-технических задач, связанных с расчетом кривых распределения давления по стволу скважины при выборе скважинного оборудования и его режимов работы с учетом вязкостно-температурной поправки, определением глубины начала образования отложений парафина в скважине в зависимости от подачи насоса. Однако следует отметить, что представленные в статье результаты исследований получены для дегазированной безводной нефти. В целях совершенствования разработанной методики необходимо проведение дальнейших реологических исследований с использованием проб пластовой нефти, а также изучение влияния степени ее обводненности на температуру начала структурообразования при различных скоростях сдвига.
References:
1. DevLikamov V.V., KhabibuLLin Z.A., Kabirov M.M. Abnormal Oil. Moscow, Nedra, 1975, 168 p. (In Russian)
2. Ibragimov N.G., Tronov V.P., Gus'kova I.A. Theory and Practice of Methods for Controlling Organic Deposits at the Late Stage of OiL Field Development. Moscow, OiL Industry [Neftyanoe khozyaistvo], 2010, 238 p. (In Russian)
3. Interstate Standard (GOST) 11851-85. Petroleum. Method of Paraffin Determination (with amendes No. 1, 2) [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200024284 (access date - June 07, 2018). (In Russian)
4. PotoLovsky L.A. Methods of OiL and OiL Products Research. Moscow, Gostoptekhizdat, 1955, 322 p. (In Russian)
5. CLassification of Reserves and Resources of OiL and CombustibLe Gases. Normative and methodoLogicaL documentation. Moscow, Eurasian Union of SubsoiL Use Experts, 2016, 320 p. (In Russian)
6. Shramm G. FundamentaLs of PracticaL RheoLogy and Rheometry. Moscow, KoLosS, 2003, 312 p. (In Russian)
7. HerscheLL W.H., BuLkey R. Konsistenzmessungen von Gummi-BenzoLL sungen. KoLLoid-Zeitschrift, 1926, VoL. 39, Issue 4, P. 291-298. (In German)
8. Program for the automated Processing of Viscosity-Temperature Characteristics of OiL for Assessing the Phase State of Paraffins in It. Certificate of state registration of the computer program No. 2018615299. Authors - ALeksandrov A.N., Rogachev M.K., Lavrenchuk V.M. Certificate hoLder - FederaL State Budgetary EducationaL Institution of Higher Education "Saint Petersburg Mining University", No. 2018612522, appLicated on March 15, 2018, pubLished on ApriL 05, 2018, BuL. No. 5. (In Russian)
9. TeteL'min V.V., Yazev V.A. RheoLogy of OiL. Textbook. Moscow, Granitsa, 2009, 256 p. (In Russian)
10. Rogachev M.K., Kondrasheva N.K. RheoLogy of OiL and PetroLeum Products. Textbook. Ufa, Ufa State PetroLeum TechnicaL University, 2000, 89 p. (In Russian)
11. Mokhov M.A. DeveLopment of a Technique for CaLcuLating the Process of the Movement of Three-Phase Mixtures (OiL - Water - Gas) in VerticaL Pipes. Ph.D. Thesis in Engineering Sciences. Moscow, Gubkin Moscow Institute of the PetrochemicaL and Gas Industry, 1984, 186 p. (In Russian)
Литература:
1. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. 168 с.
2. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 238 с.
3. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина (с изм. № 1, 2) [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200024284 (дата обращения: 07.06.2018).
4. Потоловский Л.А. Методы исследования нефтей и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1955. 322 с.
5. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов: Нормативно-методическая документация. М.: ЕСОЭН, 2016. 320 с.
6. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии. М.: КолосС, 2003. 312 с.
7. HerscheLL W.H., BuLkey R. Konsistenzmessungen von Gummi-BenzoLlösungen // Kolloid-Zeitschrift, 1926, Vol. 39, Issue 4, P. 291-298.
8. Программа автоматизированной обработки вязкостно-температурных характеристик нефти для оценки фазового состояния в ней парафинов: свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2018615299 / Александров А.Н., Рогачев М.К., Лавренчук В.М. Правообладатель - ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный унивеситет»; № 2018612522; заявл. 15.03.2018; опубл. 04.05.2018, Бюл. № 59.
9. Тетельмин В.В., Язев В.А. Реология нефти: Учеб. издание. М.: Граница, 2009. 256 с.
10. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, 2000. 89 с.
11. Мохов М.А. Разработка методики расчета процесса движения трехфазных смесей (нефть - вода - газ) в вертикальных трубах: дисс. ... канд. техн. наук. М.: Московский ин-т нефтехим. и газовой промышленности им. И. М. Губкина, 1984. 186 с.
62
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
