Эффективность технологии
«контролируемого слоя»
Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В., Вотинова А.О.
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Образование органических отложений является одной из наиболее распространенных проблем при добыче и транспортировке скважинной продукции. При борьбе с данным осложнением применяется множество современных методов, одним из них является технология «контролируемый слой». Одной из важнейших величин, рассматриваемых при определении технологической эффективности данной технологии, является теплопроводность органических отложений. В данной работе проведены лабораторные исследования по определению характера и степени изменения теплопроводности данных отложений от обводненности исследуемой эмульсии. При анализе результатов лабораторных исследований становится очевидным, что высокая обводненность транспортируемой эмульсии увеличивает теплопроводность отложений, что несет исключительно негативное влияние на технологическую эффективность рассматриваемой технологии.
Введение
Наиболее распространенным методом транспортировки добываемого флюида является трубопроводный транспорт. Данный процесс является сложной технологической задачей по причине возникновения различного рода осложнений. Ввиду того, что большая часть флюида на территории России транспортируется данным способом, эти осложнения играют существенную роль в процессах его добычи и транспортировки. Примерами таких осложнений могут являться органические отложения, в частности асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), которые представляют собой «мазеподобную» суспензию либо эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям, состоящую из органических и минеральных соединений [1]. Основной опасностью данного явления является не выделение твердой фазы из потока пластовой жидкости, а ее накопление на внутренней стенке линейных трубопроводов, что способствует повышению давления в трубопроводе, ввиду уменьшения его гидравлического радиуса.
При борьбе с данными отложениями существует два пути: предупреждение образования отложений или их удаление [2]. Также методы борьбы с АСПО можно дифференцировать по физическому полю, воздействующему на органические отложения [3, 4] (рис. 1.)
При борьбе с данными отложениями существует два пути: предупреждение образования отложений или их удаление [2]. Также методы борьбы с АСПО можно дифференцировать по физическому полю, воздействующему на органические отложения [3, 4] (рис. 1.)
Рис. 1. Общая классификация методов борьбы с органическими отложениями
Более перспективными технологиями борьбы с рассматриваемыми отложениями считаются методы предупреждения образования АСПО, среди которых существуют такие современные методы, как технология «контролируемого слоя».
Применение данной технологии позволяет рассматривать явление образования органических отложений с положительной точки зрения [5]. Рассматриваемая технология основана на наличии у органических отложений низких коэффициентов теплопроводности и шероховатости, а также возможности заполнения неровностей и коррозионных повреждений на внутренней поверхности линейных трубопроводов [6, 7]. Ввиду наличия у АСПО низкого коэффициента тепловодности становится возможным использование данных отложений в качестве теплоизолирующего материала путем создания «контролируемого» теплоизолирующего слоя на внутренней поверхности линейного трубопровода, снижающего градиент температуры между транспортируемым флюидом и внутренней поверхностью нефтепровода. Возможность заполнения неровностей и коррозионных повреждений в совокупности с наличием низкого значения шероховатости позволяет облегчить транспортировку флюидов по трубопроводу ввиду отсутствия локальных очагов кавитации, увеличения скорости движения флюида вдоль стенки и отсутствия контакта перекачиваемого флюида с внутренней поверхностью линейного трубопровода (рис. 2). На верхней части рисунка 2 представлена модель трубопровода, а на нижней — его сечение по линии разреза А—А.
Применение данной технологии позволяет рассматривать явление образования органических отложений с положительной точки зрения [5]. Рассматриваемая технология основана на наличии у органических отложений низких коэффициентов теплопроводности и шероховатости, а также возможности заполнения неровностей и коррозионных повреждений на внутренней поверхности линейных трубопроводов [6, 7]. Ввиду наличия у АСПО низкого коэффициента тепловодности становится возможным использование данных отложений в качестве теплоизолирующего материала путем создания «контролируемого» теплоизолирующего слоя на внутренней поверхности линейного трубопровода, снижающего градиент температуры между транспортируемым флюидом и внутренней поверхностью нефтепровода. Возможность заполнения неровностей и коррозионных повреждений в совокупности с наличием низкого значения шероховатости позволяет облегчить транспортировку флюидов по трубопроводу ввиду отсутствия локальных очагов кавитации, увеличения скорости движения флюида вдоль стенки и отсутствия контакта перекачиваемого флюида с внутренней поверхностью линейного трубопровода (рис. 2). На верхней части рисунка 2 представлена модель трубопровода, а на нижней — его сечение по линии разреза А—А.
Рис. 2. Применение слоя АСПО в качестве антикоррозионной изоляции нефтепроводов
Стоит отметить, что одним из важнейших параметров транспортируемого флюида, необходимым к изучению при анализе возможности внедрения данной технологии, является теплопроводность органических отложений. Однако нередко в состав органических отложений включаются и иные фазы, такие как попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовая вода [8]. Предметом данной работы является изучение изменения теплопроводности АСПО и кинетики их образования в зависимости от обводненности исследуемой эмульсии.
Методика проведения лабораторных исследований
Для определения теплопроводности органических отложений в лабораторных условиях использовалась методика, предложенная в работе [9]. Данная методика основана на применении уравнения Фурье для определения теплопроводности органических отложений, осажденных на цилиндрической поверхности. Для получения органических отложений использовалась установка «Холодного стержня» (“Cold Finger”), представленная на рисунке 3, и описанная в работе [10] методика достижения наибольшей интенсивности образования АСПО.
Рис. 3. Лабораторная установка «Холодный стержень» CF-4
При получении органических отложений на рассматриваемой установке определялись величины интенсивности и удельной интенсивности образования данных отложений. Данные величины также важны при рассмотрении возможности внедрения технологии «контролируемого слоя» и определяются по выражениям (1) и (2) соответственно.
 |  |
Также рассмотрению подлежала величина плотности органических отложений. Для ее определения была использована известная величина массы АСПО и величина объема, измеряемая путем оценки объема вытесненной воды из градуированной лабораторной пробирки.
Методика проведения лабораторных исследований
Исследования зависимости изменения теплопроводности АСПО от обводненности анализируемой водонефтяной эмульсии проходили с использованием пробы флюида, отобранной с площадного объекта «N» (табл. 1).
Табл. 1. Свойства исследуемого флюида с площадного объекта «N»
Для характеристики данного флюида были проведены реологические исследования водонефтяных эмульсий. Данные лабораторные исследования выполнялись на балансовых смесях нефтей и вод, для приготовления которых были использованы пластовые нефть и вода с рассматриваемого площадного объекта. Ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1 на котором проводились исследования (рис. 4а). Результаты проведения лабораторных исследований представлены на рисунке 4b.
 |  |
Рис. 4. Лабораторные исследования по определению реологических свойств
рассматриваемого флюида: а — Rheotest RN 4.1; b — зависимость динамической вязкости
эмульсий от обводненности для рассматриваемого флюида
рассматриваемого флюида: а — Rheotest RN 4.1; b — зависимость динамической вязкости
эмульсий от обводненности для рассматриваемого флюида
Анализируя рисунок 4b, можно заключить, что наибольшая вязкость рассматриваемого флюида достигается в точке инверсии при обводненности 60 % и составляет 362 мПа⋅c. Увеличение вязкости эмульсии объясняется высокой вязкостью дисперсионной среды — нефти, в которой присутствуют диспергированные частицы водной фазы, движение которых крайне затрудненно.
При увеличении обводненности следует резкое снижение динамической вязкости ввиду инверсии образовываемой эмульсии. При формировании прямой эмульсии, обводненность которой превышает точку инверсии, вязкость эмульсии значительно снижается и составляет 2,39 мПа⋅c при обводненности 80 %. Столь значительное падение вязкости эмульсии объясняется изменением дисперсионной среды с нефти на воду — маловязкую жидкость, ввиду чего возможно относительное движение диспергированных частиц нефти. В данной работе исследования проводились как на прямой эмульсии, так и на обратной.
Для характеристики флюида с площадного объекта «N» на рисунке 5 приведен его фракционный состав.
При увеличении обводненности следует резкое снижение динамической вязкости ввиду инверсии образовываемой эмульсии. При формировании прямой эмульсии, обводненность которой превышает точку инверсии, вязкость эмульсии значительно снижается и составляет 2,39 мПа⋅c при обводненности 80 %. Столь значительное падение вязкости эмульсии объясняется изменением дисперсионной среды с нефти на воду — маловязкую жидкость, ввиду чего возможно относительное движение диспергированных частиц нефти. В данной работе исследования проводились как на прямой эмульсии, так и на обратной.
Для характеристики флюида с площадного объекта «N» на рисунке 5 приведен его фракционный состав.
Рис. 5. Компонентный состав рассматриваемого флюида
Анализируя приведенные выше данные, можно отметить высокое содержание тяжелых компонентов С35+. Наибольшее содержание отмечено у группы компонентов С55–С56, составляющее 30,68 % и включающее в себя смолисто-асфальтеновые вещества (САВ).
При проведении лабораторных исследований по определению зависимости между теплопроводностью АСПО и обводненностью водонефтяной эмульсии одновременно использовались 4 стержня на установке «Холодного стержня», что способствует предотвращению искажения получаемых результатов и минимизации получаемых погрешностей (рис. 6).
При проведении лабораторных исследований по определению зависимости между теплопроводностью АСПО и обводненностью водонефтяной эмульсии одновременно использовались 4 стержня на установке «Холодного стержня», что способствует предотвращению искажения получаемых результатов и минимизации получаемых погрешностей (рис. 6).
Рис. 6. Результаты проведенных лабораторных исследований
Анализируя рисунок 6, можно наблюдать значительный рост теплопроводности и плотности АСПО при увеличении обводненности исследуемой эмульсии. При увеличении обводненности с 0 до 80 % рост теплопроводности составляет 33,3 %, а плотности — 75 %. Данные процессы объясняются включением водной фазы в массу органических отложений. Также стоит отметить, что при увеличении обводненности исследуемой эмульсии выше 40 % интенсивность роста плотности рассматриваемых отложений резко снижается. Данный факт можно объяснить наличием максимально возможной концентрации водной фазы в отложениях, позволяющей им быть устойчивыми. В таком случае рост теплопроводности и плотности органических отложений при исследовании эмульсии с обводненностью более 40 % можно объяснить более интенсивным процессом изменения состава АСПО, описанным в работе [11], ввиду наличия меньшего количества нефтяной фазы в исследуемой эмульсии.
В ходе лабораторных исследований были определены величины интенсивности и удельной интенсивности образования АСПО (рис. 7).
В ходе лабораторных исследований были определены величины интенсивности и удельной интенсивности образования АСПО (рис. 7).
Рис. 7. Результаты определения интенсивности и удельной интенсивности образования органических отложений при изменении обводненности исследуемой эмульсии
Анализируя построенный график, можно заключить, что интенсивность образования органических отложений снижается с ростом обводненности, что является следствием снижения количества нефтяной фазы в рассматриваемой водонефтяной эмульсии. В то же время величина удельной интенсивности образования АСПО растет с ростом обводненности эмульсии. Причем при исследовании прямой эмульсии рост данной величины близок к линейному, а увеличение обводненности выше точки инверсии и, как следствие, образование обратной эмульсии приводят к резкому росту данной величины.
ИТОГИ
Борьба с явлением образования органических отложений является сложной технологической задачей при транспортировке флюида трубопроводным транспортом. Существует множество современных методов удаления или предупреждения образования данных отложений. Одним из таких методов является применение технологии «контролируемый слой». При внедрении данной технологии одним из важнейших свойств АСПО является их теплопроводность. Данная величина зависит от химического состава транспортируемой нефти, наличия включений, содержащихся в органических отложениях, режима течения, обводненности эмульсии и термобарических условий формирования отложений. При работе с установкой «Холодный стержень» исследовалось влияние обводненности на данную величину, поскольку достоверная оценка влияния других параметров на теплопроводность АСПО не представляется возможной. В рамках данной установки нет возможности изменения длины трубопровода, оценки режима течения флюида по кольцевому пространству и формирования неравномерного слоя органических отложений. Влияние температуры формирования органических отложений на их теплопроводность еще предстоит оценить, в рамках данной установки увеличение градиента температуры создаст нефизичные условия образования отложений, а его снижение уменьшит скорость образования отложений до незначительных величин, не имеющих место на целевых объектах. На основании проведенных лабораторных исследований можно отметить, что с ростом обводненности сформированной эмульсии плотность и теплопроводность адгезируемых отложений увеличиваются, что объясняется включением в состав отложений водной фазы. При этом величины интенсивности образования данных отложений также снижаются, а величина удельной интенсивности — возрастает. Это объясняется интенсивным включением в состав отложений водной фазы при снижении доли нефти в составе прямой водонефтяной эмульсии.
ВЫВОДЫ
На основании результатов лабораторных исследований можно заключить, что теплопроводность органических отложений увеличивается при росте обводненности добываемой эмульсии, ввиду включения в объем отложений водной фазы. Также было отмечено увеличение удельной интенсивности образования органических отложений с ростом обводненности. Приведенные факты позволяют заключить, что при анализе технологической эффективности применения данной технологии необходимым параметром оценки будет являться обводненность транспортируемого по рассматриваемому трубопроводу флюида. Высокая обводненность транспортируемого флюида может повлечь за собой как снижение технологической эффективности рассматриваемой технологии, так и ее полную нецелесообразность, ввиду наличия высокого значения теплопроводности образующихся отложений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти // Нефтегазовое дело. 2017. Т. 15. № 4.
С. 67–72.
2. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Леонтьев А.Ю., Логинова Е.А. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 4. С. 32–39.
3. Gawas K., Krishnamurthy P., Wei F., Acosta E., Jiang Y. Study on inhibition of high – molecular – weight paraffins for south eagle ford condensate. SPE Annual technical conference and exhibition. Houston, TX, USA, 2015, SPE 174817, P. 1289–1299. (In Eng).
4. Ревель-Муроз П.А., Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместное использование термических и химических методов воздействия при транспортировке высоковязких и застывающих нефтей // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2017. Т. 2. № 2. С. 49–55.
5. Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Новые направления использования асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. №. 2. С. 8–12.
6. Ревель-Муроз П.А., Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н.
Использование асфальтосмоло-парафиновых отложений в качестве тепловой и антикоррозионной изоляции нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3. С. 12–16.
7. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Леонтьев А.Ю., Логинова Е.А. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 4. С. 32–39.
8. Прозорова И.В., Серебренникова О.В., Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Стахина Л.Д., Николаева Т.Л. Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхне-Салатского месторождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2007. Т. 310. № 2. С. 155–159.
9. Козлов А.В., Вяткин К.А. Оценка теплопроводности АСПО на основе результатов лабораторных исследований // Master's journal: 2020. № 1.
С. 69–76.
10. Вяткин К.А., Козлов А.В. Изучение влияющих на интенсивность парафинообразования факторов в лабораторных условиях // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. 2019. Т. 1. С. 96–98.
11. Fan K., Huang Q., Li S., Zhao D. Wax deposition study in a cold-finger system with model oil. Nusa Dua, Bali, Indonesia, 2015, October 20–22, SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, SPE-176447-MS. (In Eng).
С. 67–72.
2. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Леонтьев А.Ю., Логинова Е.А. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 4. С. 32–39.
3. Gawas K., Krishnamurthy P., Wei F., Acosta E., Jiang Y. Study on inhibition of high – molecular – weight paraffins for south eagle ford condensate. SPE Annual technical conference and exhibition. Houston, TX, USA, 2015, SPE 174817, P. 1289–1299. (In Eng).
4. Ревель-Муроз П.А., Бахтизин Р.Н., Каримов Р.М., Мастобаев Б.Н. Совместное использование термических и химических методов воздействия при транспортировке высоковязких и застывающих нефтей // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2017. Т. 2. № 2. С. 49–55.
5. Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н. Новые направления использования асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе трубопроводного транспорта нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. №. 2. С. 8–12.
6. Ревель-Муроз П.А., Гильмутдинов Н.Р., Дмитриев М.Е., Мастобаев Б.Н.
Использование асфальтосмоло-парафиновых отложений в качестве тепловой и антикоррозионной изоляции нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3. С. 12–16.
7. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Леонтьев А.Ю., Логинова Е.А. Применение асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве внутренней тепловой изоляции магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 4. С. 32–39.
8. Прозорова И.В., Серебренникова О.В., Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Стахина Л.Д., Николаева Т.Л. Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов нефти Верхне-Салатского месторождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2007. Т. 310. № 2. С. 155–159.
9. Козлов А.В., Вяткин К.А. Оценка теплопроводности АСПО на основе результатов лабораторных исследований // Master's journal: 2020. № 1.
С. 69–76.
10. Вяткин К.А., Козлов А.В. Изучение влияющих на интенсивность парафинообразования факторов в лабораторных условиях // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. 2019. Т. 1. С. 96–98.
11. Fan K., Huang Q., Li S., Zhao D. Wax deposition study in a cold-finger system with model oil. Nusa Dua, Bali, Indonesia, 2015, October 20–22, SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, SPE-176447-MS. (In Eng).
БЛАГОДАРНОСТЬ
Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 21-79-10403, www.rscf.ru/project/21-79-10403
Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В., Вотинова А.О.
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
kirill.vyatkin@girngm.ru
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
kirill.vyatkin@girngm.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: пробы пластового флюида с целевого технологического объекта, установка «Холодный стержень», ротационный вискозиметр Rheotest RN 4.1.
Методы: исследования на установке «Холодный стержень», авторская методика определения теплопроводности органических отложений.
Методы: исследования на установке «Холодный стержень», авторская методика определения теплопроводности органических отложений.
«контролируемый слой», асфальтосмолопарафиновые отложения, теплопроводность, интенсивность, обводненность
Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В., Вотинова А.О. Исследование влияния содержания водной фазы в транспортируемой водонефтяной эмульсии на теплопроводность образующихся асфальтосмолопарафиновых отложений с целью рассмотрения применимости технологии «контролируемого слоя» // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 5. С. 60–64 DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-60-64
28.09.2020
УДК 622.692.4
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-60-64
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-5-60-64
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33