CC BY
33
DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.60.021 Александров А.Н.1, Рогачев М.К.2
1 Аспирант, Санкт-Петербургский горный университет, 2Профессор, доктор технических наук, Санкт-Петербургский горный университет ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НАСЫЩЕНИЯ МОДЕЛЬНЫХ РАСТВОРОВ НЕФТИ ПАРАФИНОМ
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.
Aleksandrov A.N.1, Rogachev M.K.2 Postgraduate Student, St. Petersburg Mining University, 2Professor, PhD in Engineering, St. Petersburg Mining University DETERMINATION OF TEMPERATURE OF MODEL OIL SOLUTIONS SATURATION WITH PARAFFIN
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 высокопарафинистых нефтей 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 [6], [8], [9], 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 tnd:
tнас.скв. ~ ^нд + А1 ' А2 ' г , (1)
Рнас Г 0
где ?кд - температура насыщения дегазированной нефти парафином; Аь А2 - корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных исследований нефти; р, ркас -давление соответственно в скважине и давление насыщения нефти газом; Г( - 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]:
Тнп = Кд + 0,2 • Р - 0.1-Гн (2)
1нд = 11,398 + 34,084 • Ся (3)
где ¿кд - 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]:
1нд = 18,132 • 1п Сп + 0,0444 (4)
Влияние концентрации парафинов на температуру насыщения нефти парафином также отражается в уравнении ПермНИПИнефти [4], [10]:
3.686
Н = 70,5• е Сп (5)
Температуру насыщения дегазированной нефти с учетом содержания смол и асфальтенов можно определить: - по формуле ТГНУ [4]:
tHà =S-
( Сп + Сс + С, )■ ln tm +
^20 ^50
(6)
■ по формуле ПГТУ [7] :
-Х\ Сп ;Сс ;СА ;
+ — + г, \ ^50,
*нд - *пл ' e (7)
где Сп, С, С - содержание в нефти соответственно парафинов, смол и асфальтенов, %; [5] - поправочный
коэффициент, °С/%; д20, Д50 - динамическая вязкость нефти при температуре соответственно 20 и 50 °С, мПа-с; tm - температура плавления парафина, °С.
Для проведения расчётов по зависимости (6) и (7) в работах [4] получены номограммы для определения поправочного коэффициента 5 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 (Vinci Technologies), 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 постояного 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 ГРТ-700 при изобарическом охлаждении представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты исследований парафинсодержащих моделей при изобарическом охлаждении
Содержание парафина в растворе, % масс.
15 20 25 30
Р, МПа Т, °С Р, МПа Т, °С Р, МПа Т, °С Р, МПа Т, °С
0,1 28,9 0,1 30,2 0,1 32,3 0,1 33,8
3,4 29,2 3,4 30,4 3,4 32,5 3,4 34,2
6,8 29,7 6,8 30,9 6,8 33,1 6,8 34,8
10,2 30,2 10,2 31,5 10,2 33,7 10,2 35,3
13,6 30,8 13,6 32,1 13,6 34,2 13,6 35,9
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.
а)
б)
Рис. 1 - Состояние парафинсодержащей модели (юП=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.
Н и
и
08 г *,
я у
35,0 34,0 33,0 32,0
£ V 31,0
э I ,
2 « 30,0 и 8 я
В « 29,0 « &
£ В 28,0 н
27,0 26,0 25,0
«
а
<и
я
г
<и Н
У = 0,336х + 23 74
R2 = 0,9924
10
15 20 25
Содержание парафина, % масс.
30
35
Рис. 2 - Зависимость температуры насыщения растворов парафином от его массовой концентрации при
атмосферном давлении
а
е
14,0 12,0 10,0 8,0
у = 209,441п(х) - 712,46 R2 = 0,9766
у = 220,431п(х) - 764,93 R2 = 0,9821
е и н
Ч 6,0
и
а
^
4,0 2,0 0,0
Г
у 208,011п(х R2 = 0,99 - 698,92 08 и У = 221,5 R2 >61п(х) - 779 = 0,9973 59
Ч I
15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0
Температура насыщения системы парафином, °С ♦ 15 % масс. ■ 20 % масс. А 25 % масс. • 30 % масс.
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):
Р = Р* + к • 1п
г ^ л
нас * ,
V нас у
(8)
где Р* - атмосферное давление, МПа; Т*ас — температура насыщения модели парафином при атмосферном давлении, °С; Тнас — температура насыщения модели парафином при равновесном давлении Р, °С; к — 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 Тнас при
равновесном давлении Р:
Р -Р ъ
ГГ7 ГГ7 ^ к
нас нас е (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:
( Р
^ =[0,336 • Сп + 23,74]. ^20801
,п -г 23,/4]- e (10)
где Сп - массовое содержание парафина в модельном растворе, % масс.; P - равновесное давление насыщения, МПа.
Список литературы / References
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 трудноизвлекаемых 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.
Список литературы на английском языке / References in English
1. Glushhenko V.N. Preduprezhdenie i ustranenie asfaltenosmoloparafinovyh otlozhenij. Neftepromyslovaja himija [Prevention and removal of asphaltene, resin and paraffin deposits. Oilfield chemistry] / V.N. Glushhenko, V.N. Silin. - M.: Interkontrakt Nauka, 2009. - 475 p. [in Russian]
2. Ibragimov N.G. Teorija i praktika metodov bor'by s organicheskimi otlozhenijami na pozdnej stadii razrabotki neftjanyh mestorozhdenij [Theory and practice of methods for controlling organic deposits at a late stage of the development of oil deposits] / N.G. Ibragimov, V.P. Tronov, I.A. Gus'kova - M.: Neftjanoe hozjajstvo, - 2010. - 240 p. [in Russian]
3. Ivanova L.V. Asfal'tosmoloparafinovye otlozhenija v processah dobychi, transporta i hranenija [Asphalten, resin and paraffin deposits in the processes of extraction, transport and storage] / L.V. Ivanova, E.A. Burov, V.N. Koshelev // Neftegazovoe delo [Oil and gas business]. - 2011. - №1. - S. 268-284. [in Russian]
4. Mordvinov V.A. Metodika ocenki glubiny nachala intensivnoj parafinizacii skvazhinnogo oborudovanija [Method for estimating the depth of the onset of intensive paraffinization of downhole equipment] / V.A. Mordvinov, M.S. Turbakov, A.A. Erofeev // Neftjanoe hozjajstvo [Oil industry]. - 2010. - №7. - P. 112-115. [in Russian]
5. Persijancev M.N. Dobycha nefti v oslozhnennyh uslovijah [Oil production in complicated conditions] / M.N. Persijancev. - M.: Nedra, 2000. - 653 p. [in Russian]
6. Ragulin V.V. Issledovanija svojstv asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenij i razrabotka meroprijatij po ih udaleniju iz neftepromyslovyh kollektorov [Investigation of the properties of asphalten, resin and paraffin deposits and development of measures for their removal from oilfield reservoirs] / V.V. Ragulin, E.F. Smoljanec, A.G. Mihajlov // Neftepromyslovoe delo [Oil business]. - 2001. - №5. - p. 33-36. [in Russian]
7. Trebin G.F. Nefti mestorozhdenij Sovetskogo Sojuza: Spravochnik [Oil deposits of the Soviet Union: Handbook] / G.F. Trebin, N.V. Charygin, T.M. Obuhova. - M.: Nedra, 1980. - 583 p. [in Russian]
8. Tronov V.P. Mehanizm formirovanija asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenij na pozdnej stadii razrabotki mestorozhdenij [The mechanism of formation of asphalten, resin and paraffin deposits at the late stage of field development] / V.P. Tronov, I.A. Gus'kova // Neftjanoe hozjajstvo [Oil industry]. - 1999. - №4. - p.24-25. [in Russian]
9. Tronov V.P. Mehanizm obrazovanija smoloparafinovyh otlozhenij i bor'ba s nimi [The mechanism of formation of paraffin deposits and their control]. - M.: Nedra, - 1970. - 192 p. [in Russian]
10. Turbakov M.S. Analiz jeffektivnosti tehnologij preduprezhdenija obrazovanija asfal'tosmoloparafinovyh otlozhenij na mestorozhdenijah Permskogo Prikam'ja [Analysis of the effectiveness of technologies for the prevention of the formation of asphalten, resin and paraffin deposits in the Perm Kama Region] / M.S. Turbakov, S.E. Chernyshov, E.N. Ust'kachkincev // Neftjanoe hozjajstvo [Oil industry]. - 2012. - №11. - p. 122-123. [in Russian]
11. Jashhenko I.G. O roli trudnoizvlekaemyh neftej kak istochnike uglevodorodov v budushhem na osnove informacionno-vychislitel'noj sistemy po neftehimicheskoj geologii Muzeja neftej IHN SO RAN [On the role of hard-recovering oils as a source of hydrocarbons in the future on the basis of the information-computational system for petrochemical geology of the Oil Museum of the Institute of Petroleum Chemistry of the IHN SO RAN] / Jashhenko I.G. // Materialy mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii «Kul'turnoe nasledie i informacionnye tehnologii na postsovetskom prostranstve ADIT-15», 10-14 maja 2011 g., g. Minsk [Materials of the International Scientific and Practical Conference "Cultural Heritage and Information Technologies in the Post-Soviet Space ADIT-15", May 10-14, 2011, Minsk ] / Institut kul'tury Belarusi; pod red. I.B. Laptenok. - 2011. - p. 39 - 41. [in Russian]
DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2017.60.067 Булатов В.В.1, Владимиров Ю.В.2
1 ORCID: 0000-0002-4390-4013, Доктор физико-математических наук,
Институт проблем механики им А.Ю.Ишлинского РАН (Москва)
2 ORCID: 0000-0002-2139-5078, Кандидат физико-математических наук,
Институт проблем механики им.А.Ю.Ишлинского РАН (Москва) ВОЛНОВАЯ ДИНАМИКА СТРАТИФИЦИРОВАННЫХ СРЕД С ТЕЧЕНИЯМИ
Аннотация
В статье рассмотрены вопросы, связанные с динамикой внутренних гравитационных волн в стратифицированных средах с горизонтальными сдвиговыми течениями. При больших вертикальных градиентах скорости течения могут отдавать энергию волнам и колебания становятся неустойчивыми. Поглощение энергии волн происходит на критическом уровне. Исследованы физические постановки задач, в которых могут возникать критические уровни. В первой задаче рассмотрены колебания дна, которые начинаются в некоторый момент времени, и изучается установление критического уровня при больших временах. Вторая задача, в которой могут возникать критические уровни - это задача о подветренных течениях. Рассмотрен поток стратифицированной среды, набегающий на препятствие, за которым возникают уходящие волны, при этом особенность на критическом уровне формируется вдали от препятствия.
Ключевые слова: внутренние гравитационные волны, горизонтальные сдвиговые течения, динамика стратифицированной среды, частота плавучести, критический уровень/
Bulatov V.V.1, Vladimirov Yu.V.2
1 ORCID: 0000-0002-4390-4013, PhD in Mathematics, Institute for Problems in Mechanics RAS (Moscow)
2 ORCID: 0000-0002-2139-5078, PhD in Mathematics, Institute for Problems in Mechanics RAS (Moscow)
WAVE DYNAMICS OF A STRATIFIED MEDIUM WITH FLOWS
Abstract
The article deals with the problems associated with internal gravitational waves dynamics in a stratified medium with horizontal shear flows. With large vertical gradients, the flow velocities can give energy to the waves which make oscillations unstable. Absorption of wave energy occurs at a critical level. Physical statements of problems with critical levels are considered. In the first problem, bottom oscillations that begin at some point in time are studied, as well as the establishment of the critical level at large times. The second problem, where critical levels can arise, is the problem of leeward currents. A stream of a stratified medium that runs into an obstacle with outgoing waves is considered, at that the feature at the critical level is being formed far from an obstacle.
Keywords: internal gravity waves, horizontal shear flows, dynamics of a stratified medium, buoyancy frequency, critical level.
В настоящей работе рассмотрены основные особенности волновой динамики внутренних гравитационных (ВГВ) волн в стратифицированной среде с горизонтальными сдвиговыми течениями. Как известно, ВГВ в этой среде описываются в приближении Буссинеска уравнением [1], [2], [3], [4], [5], [6], [7], [8]
D\k д2 mr D ,d2U 8W d V дW. лг2/ ..... _ —-(Л +—-)W--(—---+ —---) + N (z)AW = 0 (1)
Dt2' дz27 Df dz2 dx dz2 dy
. д2 д2 D д TT д __ д
Л =-+-, — = — + U — + V —
дх2 ду2 Dt дt дх ду
где (U(z), V(z)) - компоненты скорости течения на горизонте z, N (z) - квадрат частоты Брента-Вяйсяля
(частоты плавучести), W - вертикальная компонента скорости ВГВ.
Уравнение (1) рассматривается в слое - H < z < 0 . На дне z = -H вертикальная компонента скорости равна
нулю, на поверхности z = 0 используется приближение «твердой крышки», отфильтровывающее поверхностные волны. В океане ВГВ могут обмениваться энергией со средними течениями. Если вертикальный градиент скорости
