CC BY
130ПОДГОТОВКА НЕФТИ
УДК 665.7.033.2 665.632
P.M. Галикеев, аспирант; С.А. Леонтьев, к.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет
расчет температуры насыщения нефти парафином
При эксплуатации нефтедобывающих скважин нефтяные компании сталкиваются с проблемой отложения на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ) и внутрипро-мысловых трубопроводах.
Факторы, определяющие образование асфальтосмолопарафиновых отложений [1]:
• снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
• интенсивное газовыделение;
• уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
• состав углеводородов в каждой фазе смеси;
• соотношение объема фаз;
• состояние поверхности труб. Основными из перечисленных факторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений является уменьшение температуры в пласте и стволе скважины, снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушения гидродинамического равновесия газожидкостной системы.
Под температурой насыщения нефти парафином следует понимать температуру, при которой в процессе изобарического охлаждения нефть из однофазного состояния переходит в двухфазное (нефть+твердая фаза) при термодинамическом равновесии, т.е. когда в нефти появляются первые кристаллы парафина [2]. Учеными предлагаются различные расчетные методы определения температуры насыщения в пластовых и поверхностных условиях.
В.Н. Глущенко предлагает использовать в качестве уравнения расчета темпе-
ратуры насыщения нефти парафином формулу ВНИИнефть:
и = to + 0,2.Р - 0,1.Гн и
to = 11,398 + 34,0844дСп
(1) (2),
По данным Каменщикова Ф.А.[2], для нефтей Удмуртии эмпирическая зависимость температуры насыщения от содержания парафинов описывается уравнением:
to = 19,457.1пСп - 0,8117
(3).
где ^ - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях;
- температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях; Р - давление, МПа; Гн - газовый фактор, м3/м3; Сп - концентрация парафина в нефти, масс.% [3].
50,00
Также для нефтяных месторождений Пермского Прикамья ООО «ПермНИПИ-нефть» [4] использует эмпирическую формулу следующего вида:
to = 70,5.е
- (3,686/Сп)
(4).
45,00
40,00
tP 35,00 яГ
5 зо,оо
Е 25,00 Н
20,00
10,00
2
1
_______X
MJ^ST х \
х \з
Sijfcy 4
2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
Содержание парафина, %масс.
7,00
8,00
Рис. 1. Сравнение полученных значений расчетным методом с экспериментальными данными
1 - расчетные данные по формуле 2, 2 - расчетные данные по формуле 4, 3 - расчетные данные по формуле 3, 4 - экспериментальные данные.
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 6 \\ июнь \ 2010
Таблица 2. Определение температуры насыщения нефти парафином по формуле (6)
Месторождение Пласт кинематическая вязкость, мм2/с при темп, оС Температура плавления, оС массовое содержание, % Температура насыщения, оС Эксп. значения, оС Расхождение ДЪ оС
20 50 асфаль-тенов смол парафина Формула 6
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Вынгапу-ровское БВ 8 8,3 2,4 57 0,58 4,7 5,50 29,17 29,01 0,16
БП 6 4,8 2,6 49 0,74 3,9 5,70 29,04 28,98 0,06
БП 8 4,3 2,3 49 0,86 4 6,20 30,54 30,45 0,09
БП10 8,4 3,7 52 0,76 4,6 3,90 20,98 23,04 2,06
БП18 5,5 2,4 53 0,38 3,4 2,80 16,48 16,98 0,50
ЮП 1 4,9 2,5 52 0,36 4,3 3,80 19,11 22,31 3,20
АП 1 3,8 2,2 54 0,16 3,3 4,60 24,39 25,06 0,67
Зап- ноябрьское БС11 7,9 3,6 54 1,76 1,9 3,80 22,05 21,93 0,11
Карамов-ское БС 8 18,5 6,9 57 3,56 6,8 3,70 24,41 24,23 0,18
БС10 12,3 5,3 55 3,37 5,6 3,50 22,49 22,79 0,30
БС11 16,9 6,6 55 3,05 6,5 3,20 22,00 21,53 0,47
БС13 22 8,5 54 4,71 5,6 4,20 29,63 26,04 3,59
БС16 43,5 14,5 52 6,47 7 2,60 21,28 19,04 2,24
Муравлен-ковское БС10 13 5,3 55 2,63 5,8 4,30 26,20 25,97 0,23
БС11 12 5 55 2,62 5,4 4,00 24,78 24,64 0,14
БС12 13,5 5,6 54 2,15 9,5 2,80 19,82 19,95 0,13
Новогоднее БС 6 5 2,7 54 0,25 3,3 2,90 16,07 17,48 1,41
БС 8 5,2 2,7 54 0,19 2,4 2,00 11,53 11,56 0,02
БС 9 9,3 4,3 54 0,31 3,6 4,60 26,00 25,26 0,74
БС 10 6,5 3,3 54 0,04 1,9 2,70 15,77 15,84 0,07
БС 18 5,6 2,8 52 0,15 4 2,70 15,40 16,53 1,13
ЮС 1 4,4 2 54 0,21 3,1 2,50 14,72 15,05 0,33
ЮС 2 2,9 1,7 49 0,05 1,6 7,90 33,04 33,30 0,26
Пограничное БС 17,2 6,5 53 2,73 6,9 3,70 22,78 23,76 0,98
БС11 13,9 5,5 54 3,15 5,2 3,00 20,55 20,03 0,53
БС12 15 6,4 50 5,68 6,7 2,60 18,89 18,69 0,20
БС14 12,3 5,4 53 0,97 3,8 2,60 18,29 16,21 2,08
БС15 4,5 2,4 51 0,51 4,1 2,30 17,43 14,22 3,21
ЮС 1 37,1 11,1 55 0,69 7,7 2,30 14,78 15,94 1,16
Ярайнер-ское АВ 1 2 6,6 3,6 56 0,21 5,8 4,40 21,87 25,50 4,07
ЮВ 1 1,9 1,7 48 0,08 1,6 4,60 24,16 24,23 0,08
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ подготовка нефти \\ 83
ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Таблица 3. Поправочные коэффициенты
НАИМЕНОВАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ ПАРАФИНОВ, МАСС. %
ОТ 2 ДО 3 ОТ 3 ДО 4 ОТ 4 ДО 5 ОТ 5 ДО 6 ОТ 6 ДО 7
1 0,77 0,69 0,95 - 0,86
<J и 2 0,57 0,68 - 0,775 -
< Ж 3 0,58 - 0,72 0,69 0,71
^ о 4 0,53 0,54 0,64 0,62 0,68
М и Е 5 0,42 0,43 0,49 0,51 -
S X А £ 6 0,31 0,41 - - -
7 0,32 - - - -
Е d О 8 - - - - -
и 9 0,33 - - - -
На основе лабораторных исследований в Пермском государственном техническом университете [4] были получены следующие зависимости для определения температуры начала образования асфальтосмолопарафиновых отложений для ряда месторождений Пермского края.
t = t .е-х(Сп' Са - Сс-
(5),
где СА - концентрация асфальтена в нефти, масс.%; Сс - концентрация смол в нефти, масс.%; рнд. - динамическая вязкость дегазированной нефти мПа.с. Х - показатель степени при экспоненте; £плав - температура плавления парафина.
Для рассмотренных зависимостей был произведен расчет для определения применимости данных формул к неф-тям Западной Сибири (Ноябрьского региона) и сравнения с экспериментальными значениями,представлены на рисунке 1.
После сравнения экспериментальных данных и результатов полученных расчетными методами различных ав-
торов оказалось, что их погрешность составляет от 9 до 50% от истинного показателя.
Очевидно, что температура насыщения нефти парафином зависит не только от содержания парафина, но и от присутствия смол и асфальтенов, температуры плавления выделенного парафина из нефти, а также её реологических свойств при различных температурах.
При обработке экспериментальных данных была получена эмпирическая зависимость позволяющая учесть различные факторы влияющие на
t„=[5].
К-1п(Тлд>,
(6),
где [8] - поправочный коэффициент, 0С/%; р20 - кинематическая вязкость при 200С, мм/с2; р50 - кинематическая вязкость при 500С, мм/с2; К - суммарное содержание парафина, смол и асфальтенов, %; Тпл - температура плавления выделенного парафина, 0С. Результаты расчета по уравнению 6 и экспериментальные данные сведены в таблице 2.
Для поправочного коэффициента разработана методика подбора в зависимости от содержания парафина и смол в нефти.
В результате расчетов и сравнения с экспериментальными данными отклонение является не значительным. Для учета различного содержания парафинов и смол, которые в значительной степени влияют на температуру насыщения нефти, проведен анализ данных и получен поправочный коэффициент [8] представленный в таблице 3.
Таким образом, для получения предварительных данных о температуре насыщения нефти парафином можно использовать полученную эмпирическую зависимость (6), которая позволяет прогнозировать температуру вероятного появления АСПО. Причем достоверность полученного результата будет не значительно отличаться от фактического показателя, что позволит заранее определять интервалы температур.
Литература:
1. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина.-Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003.-302с.
2. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 254с.
3. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина- УППН: учебное пособие/ Глущенко В.Н., Силин М.А., Пташко О.А., Денисова А.В. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 328с.
4. А.В. Лекомцев К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах/ А.А. Ерофеев, М.С. Турбаков // XIII Международный симпозиум студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», посвященный 110-летию со дня рождения профессора: Сб. науч. тр. Томск, ТПУ, 2009. - с. 448-451.
Ключевые слова: температура насыщения, парафин, эмпирическая зависимость, расчетный метод
РАДИОГРАФИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТРУБОПРОВОДОВ
ТЕХНОЛОГИЯ ЦИФРОВОЙ РАДИОГРАФИИ НА ОСНОВЕ ГИБКИХ ФОСФОРНЫХ ПЛАСТИН
ПОЛНОСТЬЮ ЗАМЕНЯЕТ РЕНТГЕНОВСКУЮ ПЛЕНКУ
■ Прямой проход пластины без продольного изгиба и трения о сканер
■ Возможность работы при низких температурах
■ Полноценная поддержка рулонных пластин, долгая жизнь пластины
■ 1-й класс чувствительности по ГОСТ 7512,1 категория по 13 ПНАЭГ-07-010-89
■ Отсутствует процесс проявки, пластины не боятся света и влаги
■ Автоматизированный поиск, измерение размеров и классификация дефектов
■ Широкий модельный ряд, включая компактные переносные системы
Комплекс цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» раз- • решается применять при радиографическом контроле изделий: энергомашиностроения, оборудования и тру- * бопроводов атомных энергетических установок, стальных отливок для атомных энергетических установок, • объектов котлонадзора, систем газоснабжения, подъемных сооружений, оборудования нефтяной и газо- * вой промышленности, оборудования металлургической промышленности, оборудования судостроительной • промышленности при просвечивании рентгеновским излучением, источником 1г-192, источником Со-60, тормозным излучением линейного ускорителя.
Соответствует 1-му классу чувствительности таблицы 6 ГОСТ 7512-82 и 1-й категории таблицы 13 ПНАЭГ-7-010-89 Сертифицирован на соответствие наивысшим классам чувствительности по ЕМ 14784-1 и АБТМ Е 2446 Значения чувствительности контроля соответствуют радиографическим пленкам Э4, Р5, Э7, МХ125, Т200, АА400, НБ800 Экспозиция просвечивания до 8 -10 раз меньше, чем на радиографическую пленку 07
При просвечивании сварных соединений переменного сечения позволяет контролировать за одну экспозицию объекты с перепадом толщин до 3-х слоев половинного ослабления излучения, что соответствует 2-3 экспозициям на пленку
ДОКУМЕНТЫ:
ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Методическая инструкция И246-097-2007 ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Техническое решение 246-22.07-2007
ОАО «Ижорские заводы» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ОАО «НПО ЦНИИТМАШ» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ОАО «НПО ЦНИИТМАШ» - Методическая инструкция И246-098-2008
«Росэнергоатом» - Методика цифровой обработки и архивирования результатов радиографического контроля» «Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору» - Разрешение 06-07/1728 Рекомендован к применению в ОАО «ГАЗПРОМ» - Экспертное заключение №31323949-005-2009 Включен в реестр АК «Транснефть»
ЗАО «ТЕСТРОН»
РОССИЯ, САШ-ЛЕПРБУРГ, ТН.: (812) 380-6203, ФАКС: (812) 380-6282, WWW.1K1R0N.RU
