CC BY
341
УДК 622.692.4
ОСОБЕННОСТИ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО ТРУБОПРОВОДУ
И.Т. ЕСПОЛОВ, директор департамента инженерного сопровождения E-mail: Espolov_i@kaznipi.kz
Е.О. АЯПБЕРГЕНОВ, старший специалист департамента определения свойств жидкостей. E-mail: Ayapbergenov_E@kaznipi.kz
Б.С. СЕРКЕБАЕВА, старший специалист департамента определения свойств жидкостей АО «КазНИПИмунайгаз» (Республика Казахстан, 130000, г. Актау, мкр-н 6, д. 2). E-mail: Serkebayeva_B@kaznipi.kz
В данной статье приведены результаты исследования реологических характеристик высоковязких нефтей месторождения Каражанбас. По результатам исследования определены основные факторы, влияющие на реологические показатели нефти в системе сбора и транспортировки: обводненность нефти, ПАВ и температурного режима. Полученные результаты могут быть полезны при расчетах гидравлических характеристик потоков водонефтяных эмульсий и прогнозирования их поведения при транспортировке по промысловым трубопроводам.
Ключевые слова: месторождение Каражанбас, высоковязкая нефть, система сбора и транспорта нефти, реологические характеристики, ПАВ, скорость сдвига, температура, вязкость.
Высокие темпы развития нефтедобычи, большая капиталоемкость строительства объектов нефтяных промыслов требуют изыскания путей повышения эффективности капиталовложений. Это возможно при условии отражения в проектах обустройства нефтяных месторождений всех научных достижений и практического опыта в области технологии процессов нефтедобычи, в том числе вну-трипромыслового сбора и подготовки нефти [1].
Значительные осложнения в процессы подготовки нефти и воды вносят поверхностно-активные вещества, применяемые во многих технологических процессах. В настоящее время значительно расширился ассортимент деэ-мульгаторов, отличающихся по свойствам. С одной стороны, это дает возможность повышения эффективности технологии подготовки нефти, с другой, становится очевидной необходимость методологического подхода к оценке свойств и подбору деэмульгато-ров [2]. Применение некоторых поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет изменить реологические свойства нефти и улучшить транспортировку по трубопроводу.
В Западном Казахстане, на полуострове Бузачи выявлены
Таблица 1
Данные по расходу жидкости и скорости потока
Объемный расход жидкости, Q Скорость Скорость
Диаметр трубопровода Ду, мм м3/сут. м3/ч м3/с потока Q Ю = —2, жг м/с сдвига Q жг3 с-1
300 9160 381,67 0,106 1,50 10,00
300 4800 200,00 0,056 0,79 5,24
300 4400 183,33 0,051 0,72 4,81
300 4000 166,67 0,046 0,66 4,37
300 3600 150,00 0,042 0,59 3,93
300 3200 133,33 0,037 0,52 3,49
300 2400 100,00 0,028 0,39 2,62
|Рис. 1. График зависимости динамической вязкости (у) товарной нефти от скорости сдвига (у) при 25 °С, 30 °С, 40 °С
1900 1700 1500 1300 1100 900 700 500 300 100
0,1 1,11 2,12 3,13 4,13 5,14 6,15 7,16 8,17 9,18 10,2 Скорость сдвига, 1/с
11,2 12,2
при 25 °С, мПас 1790 1690 1430 1310 1270 1190 1130 1100 1080 1060 1040 1020 1010
при 30 °С, мПас 585 664 674 615 606 581 569 566 564 558 550 551 555
при 40 °С, мПас 172 343 354 331 324 304 299 301 302 300 291 294 299
I
Рис. 2. График зависимости динамической вязкости (у) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) при 25 °С с добавлением ПАВ концентрацией 120 г/т и 240 г/т
4300 4100 3900 3700 3500 3300 3100 2900 2700 2500 2300
2,62 3,49 3,93 4,37 4,81 Скорость сдвига у, 1/с
без ДЭ 3720 4270 4260 4240 4240 4240 4240 4230 4150
^^ с ДЭ 120 гр/тн 3390 4100 3840 3760 3740 3730 3680 3640 3420
с ДЭ 240 гр/тн 3060 3420 3120 2910 2880 2810 2740 2700 2380
I
Рис. 3. График зависимости динамической вязкости (у) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) при 30 °С с добавлением ПАВ концентрацией 120 г/т и 240 г/т
3400
3200
3000
о 2800
Г:
я 2600
2400
2200
2000
1800
без ДЭ с ДЭ 120 гр/тн с ДЭ 240 гр/тн
месторождения, на которых имеются залежи высоковязких нефтей, такие как Каламкас, Каражанбас, Северный Бузачи. Нефти этих месторождений отличаются высокой вязкостью, более 30 мПа*сек, большой смолистостью (14 - 22 % масс.) при высоком содержании сернистых соединений и малым содержанием легких углеводородов [3].
Улучшение технологических условий транспортировки высоковязких нефтей и эффективность эксплуатации требуют создания высокоэффективных способов перекачки реологически сложных систем на основе энергосберегающей технологии. Интенсификация процессов сбора и транспорта нефтяных систем тесно связана также с проблемой уменьшения гидравлического сопротивления (энергозатрат) [4].
Система сбора скважинной продукции месторождения Каражанбас представляет собой множество трубопроводов, транспортирующих обводненную нефть от скважины до групповых замерных установок (ГЗУ) и далее по трубопроводам из стекловолок-нистых труб на дожимную насосную станцию (ДНС-2) и в цех предварительной подготовки нефти (ЦППН) для отделения пластовой воды и подготовки нефти до товарного качества. Некоторое время на ГЗУ практиковалась поточная закачка деэмульгатора в трубопроводы, транспортирующие обводненную нефть в цех для подготовки нефти.Поскольку она не нашла практического применения, в настоящее время деэмульгатор используется непосредственно на ЦППН для процесса обезвоживания нефти. Подогревание скважинной продукции (флюида)на ГЗУ не производится в связи с малым количеством попутно добываемого газа на месторождении, и транспортировка жидкости от ГЗУ до ЦППН производится при температурах 20-30 °С.
Целью исследования является изучение реологических свойств товарной и обводненной нефти, а также влияние деэмульгатора на реологические характеристики нефти при транспортировке по трубопроводам. В качестве ПАВ использован реагент - деэмульгатор, применяемый на месторождении Каражанбас, представляющий собой композиционный состав на основе ПАВ, растворенных в органических растворителях.
|Рис. 4. График зависимости динамической вязкости (ц)нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) при 40 °С с добавлением ПАВ концентрацией 120 г/т и 240 г/т
|Рис. 5. График зависимости динамической вязкости (ц) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) при 50°С с добавлением ПАВ концентрацией 120 г/т и 240 г/т
|Рис. 6. График зависимости динамической вязкости (ц) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) при 60°С с добавлением ПАВ концентрацией 120 г/т и 240 г/т
Нефть месторождения Каражанбас относится к категории высокосмолистых и сернистых. Массовое содержание асфальто-смолистых веществ составляет от 18,0 до 34,6% масс., серы - от 0,90 до 2,40% масс. По содержанию парафина нефть относится к типу парафинистых, содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов достигает до 3,6% масс. Отличительной чертой нефти месторождения Каражанбас является низкая температура застывания (до -22 °С).
Исследования проводились на товарной и обводненной нефти с содержанием воды 40% масс. Реологические характеристики нефти исследовались без добавления, а также с добавлением ПАВ в различных концентрациях на автоматическом реометре МСЯ 502, Ап!опРааг, производство Австрия, при температурах от 25 до 60 °С. Результаты исследования реологических характеристик обрабатывались с помощью программного обеспечения РНЕОРШ1Б/32 У3.62. Для получения результатов близких к эксплуатационным условиям, скорость сдвига соответствовала скорости потока жидкости от 0,39 м/с до 1,5 м/с. Выбранные скорости потока жидкости создаются при транспортировке жидкости объемом от 2400,0 до 9160,0 м3/сутки по трубопроводу условным диаметром Ду = 300 мм, (исходные данные, использованные для исследования приведены в табл. 1).
По результатам лабораторных исследований построены графики зависимости динамической вязкости (ц) от скорости сдвига (у), а также графики зависимости напряжения сдвига (т) от скорости сдвига (у) при температурах 25, 30, 40, 50 и 60 °С. Полученные реологические кривые высоковязкой нефти месторождения Каражанбас и графики зависимости представлены на рис. 1-6.
Исследования реологических свойств нефтей показали (см. рис. 1-6), что смолы, асфальтены и парафины, находящиеся в дисперсном состоянии, вызывают неньютоновские поведение при понижении температуры. При анализе полученных данных отмечается значительное повышение вязкости в присутствии воды в нефти.
|Рис. 7. График зависимости напряжения сдвига (т) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) без добавления ПАВ
|Рис. 8. График зависимости напряжения сдвига (т) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у)с добавлением ПАВ с концентрацией 120 г/т
3,49 3,93 4,37 Скорость сдвига у, 1/с
-Ф-25°С 0,339 4,1 10,0608 13,1224 14,6982 16,3001 17,7008 19,0736 34,2
30 °С 0,343 3,35 8,1744 10,4351 11,7114 12,7604 13,9009 15,1436 26,3
40 °С 0,209 2,18 5,1352 6,4914 7,2312 7,9097 8,4656 9,17 15,7
50 °С 0,157 1,22 3,013 3,839 4,2444 4,6322 5,0505 5,4496 9,23
0,112 0,656 1,77374 2,21266 2,52699 2,75747 3,02549 3,24356 5,57
|Рис. 9. График зависимости напряжения сдвига (т) нефти с содержанием воды 40% от скорости сдвига (у) с добавлением ПАВ с концентрацией 240 г/т
25 20 15 10
3,49 3,93 4,37 Скорость сдвига у, 1/с
25 °С 0,306 3,42 8,1744 10,1559 11,3184 12,2797 13,1794 14,148 23,8
30 °С 0,264 2,84 6,4714 7,9572 8,8032 9,6577 10,4377 11,2136 18,7
40 °С 0,152 1,62 3,4846 4,4672 5,0304 5,4625 5,9163 6,3404 10,8
50 °С 0,157 1,22 3,013 3,839 4,2444 4,6322 5,0505 5,4496 9,23
60 °С 0,0782 0,426 1,1004 1,43788 1,59165 1,8791 2,07311 2,21128 3,6
5
0
Кривые зависимости напряжения сдвигу (т) от скорости сдвига (у), (рис. 7-9), показывают характерный рост напряжения сдвига при увеличении скорости потока, что указывает на рост потерь давления на гидравлическое сопротивление потока в ходе транспортировки нефти по трубопроводной системе.
По полученным данным установлено, что с увеличением скорости потока нефти без добавления ПАВ, на начальном этапе происходит значительное увеличение вязкости с дальнейшей стабилизацией вязкости нефти во всех скоростях потока.
Применение ПАВ с концентрацией 120 г/т улучшает реологические характеристики нефти при температуре 25°С, при других температурах наблюдается обратный эффект: применение ПАВ ухудшает реологические характеристики нефти.
При увеличении концентрации ПАВ в два раза (240 г/т) наблюдается изменение вязкости нефти при температурах 25 и 30 °С. При температуре 40 °С результаты исследования показывают незначительное снижение вязкости, в то время как при температурах 50 и 60 °С наличие ПАВ в нефти не оказывает достаточно значительного влияния на показатель вязкости нефти.
По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы:
Присутствие пластовой воды и небольшого количества ПАВ в нефти ведет к увеличению вязкости, вследствие чего возрастают гидравлические потери, и, соответственно, энергозатраты на перемещение жидкости.
Наиболее эффективное влияние на вязкость и, как следствие, улучшение реологических характеристик происходит при повышении температуры транспортируемой жидкости.
Результаты реологических исследований нефти месторождения Каражанбас, а также влияние пластовой воды и ПАВ на реологические показатели нефти могут быть использованы для определения гидравлических характеристик потоков водоне-фтяных эмульсий и прогнозирования их поведения при транспортировке по промысловым трубопроводам.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра, 1987 - 145 с.
2. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 324 с.
3. Киинов Л.К. Особенности разработки месторождений парафинистых и вязких нефтей Западного Казахстана в условиях реализации энергосберегающих технологий: автореф. ... канд. техн. наук. М., 1994. 1 с.
4. Исмайылов Г.Г., Гасанов Х.И., Алиев С.Т. Некоторые пути повышения эффективности функционирования трубопроводных систем // SOCAR Proceedings. 2010. № 4. С. 53 - 57.
FEATURES OF RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HIGH-VISCOSITY OIL AT TRANSPORTATION ON THE PIPELINE
ESPOLOV I.T., Director of the Department of Engineering Support
AYAPBERGENOV E.O., Senior Specialist of Determining Properties of Liquids Department SERKEBAYEVA B.S., Senior Specialist of Determining Properties of Liquids Department JSC «KazNIPImunaygas» (2, District 6, Aktau, 130000, Republic of Kazakhstan)
ABSTRACT
In this article the results of research rheological characteristics of the high-viscosity oil from Karazhanbas oilfield are given. By results of research, the major factors influencing on rheological indicators of oil in system of gathering and transportation are defined: water cut of oil, SAS (surface-active substance) and a temperature mode. The received results can be useful at calculations of hydraulic characteristics of streams water oil emulsions and forecasting of their behavior at transportation on trade pipelines.
Keywords: Karazhanbas oilfield, high-viscosity oil, system of gathering and oil transport, rheological characteristics, SAS (surface-active substance), shear rate, temperature, viscosity.
REFERENCES
1. Medvedev V.F. Sbor i podgotovka neustoychivykh emul'siy na promyslakh [Collection and preparation of unstable emulsions in the oil fields]. Moscow, Nedra Publ., 1987. 145 p.
2. Sakhabutdinov R.Z., Gubaydulin F.R., Ismagilov I.KH., Kosmacheva T.F. Osobennosti formirovaniya i razrusheniya vodoneftyanykh emul'siy na pozdney stadii razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy [Features of formation and destruction of oil-water emulsions in the late stage of development of oil fields]. Moscow, OAO "VNIIOENG" Publ., 2005. 324 p.
3. Kiinov JI.K. Osobennosti razrabotki mestorozhdeniy parafinistykh i vyazkikh neftey Zapadnogo Kazakhstana v usloviyakh realizatsiienergosberegayushchikh tekhnologiy. Diss. dokt. tekh. nauk [Features of development of deposits of paraffin and viscous oil in Western Kazakhstan in the conditions of implementation of energy-saving technologies. Dr. tech. sci. diss.]. Moscow, 1994. p. 1.
4. Ismayylov G.G., Gasanov Kh.I., Aliyev S.T. Some ways to improve the efficiency of the pipeline systems. SOCAR Proceedings, 2010, no. 4, pp. 53-57. (In Russian).
