CC BY
23ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
УДК 622.276.72
р.м. галикеев, аспирант, e-mail: [email protected]; с.А. Леонтьев, к.т.н. ТюмГНГУ; м.Ю. тарасов, к.т.н., Е.в. портнягина, с.н.с. ОАО «Гипротюменнефтегаз»
лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры точки перехода
В процессе эксплуатации добывающих скважин и внутрипромыс-ловых трубопроводов часто возникает проблема проявления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Для предотвращения и профилактики неблагоприятных процессов зачастую необходимо знать диапазон или точную температуру, при которых возможно образование АСПО.
При движении добываемого флюида по НКТ его физико-химические свойства изменяются по мере подъема на поверхность и последующей транспортировке по внутрипромысловым трубопроводам. Определяющим фактором изменения физико-химического состава нефти
является температура, так как она изменятся в широких диапазонах на всем протяжении пути нефти. Следовательно, будет изменяться и компонентный состав нефти, что повлияет на интенсивность выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Совместно с лабора-
торией ОАО «Гипротюменнефтегаз» были проведены реологические исследования по определению влияния температуры на динамическую вязкость нефти. Для исследования были взяты образцы различных месторождений с целью охватить разные области нефтедобыва-
Таблица 1. Классификация исследуемых нефтей
наименование группа нефти плотность нефти, КГ/м3 плотность пробы нефти, КГ/м3
Восточно-Пякутинское месторождение II 850,1-870 865,4
Северо - Сарембойское месторождение III 870,1-895 872
Иусское месторождение III 870,1-895 885
Суторминское месторождение II 850,1-870 852,7
Русское месторождение IV »895,1 934
Таблица 2. Зависимость плотности и динамической вязкости нефти Восточно-Пякутинского месторождения (пл. 2 БС 10, 2 куст (4П)) от температуры
обводненность, % об. температура, 0с плотность, КГ/м3 динамическая вязкость, мпа*с
0,0 -10 886,0 92,7
-5 882,6 53,7
0 879,1 36,7
5 875,7 26,4
10 872,3 19,9
20 865,4 13,1
30 858,5 9,3
40 851,7 7,3
50 844,8 5,5
Температура, С
рисунок 1. Зависимость динамической вязкости нефти Восточно-Пякутинского месторождения (пл.2, БС-10, 2 куст (4П)) от температуры и скорости сдвига
ющей отрасли, которые были поделены на несколько групп и представлены в таблице 1. [1]
Динамическую вязкость определяли на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ 2.0
рисунок 2. Зависимость динамической вязкости нефти Северо-Сарембойского месторождения (скв. 40) от температуры и скорости сдвига
при различных температурах. Результаты полученных значений представлены в таблицах 2 - 6.
На основе лабораторных данных для различных месторождений Западной
рисунок 3. Зависимость динамической вязкости нефти русского месторождения (скв.р-5б) от температуры и скорости сдвига
Сибири была проведена математическая обработка полученных результатов и их графический анализ с целью определения температуры точки перехода.
Таблица 3. Зависимость плотности и динамической вязкости нефти Северо - Сарембойского месторождения (скв. 40) от температуры
обводненность, % об. температура, 0с плотность, КГ/м3 динамическая вязкость, мпа*с
-20 899,0 22983,4
-10 892,0 7779,7
0 886,0 2311,1
1,1 10 879,0 261,9
20 872,0 68,7
30 865,0 32,0
40 859,0 19,7
50 852,0 14,0
60 845,0 10,6
Таблица 4. Зависимость плотности и динамической вязкости нефти иусского месторождения (скв. 10326) от температуры
обводненность, % об. температура, 0с плотность, КГ/м3 динамическая вязкость, мпа*с
0,0 -5 901,5 490,8
0 898,2 219,3
5 894,9 135,3
10 891,6 87,5
20 885,0 44,9
30 878,4 27,0
40 871,8 17,7
50 865,2 12,4
60 858,6 9,3
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Таблица 6. Зависимость плотности и динамической вязкости нефти Русского месторождения (скв.Р-56) от температуры
Таблица 5. Зависимость плотности и динамической вязкости нефти Суторминского месторождения (пласт 2 БС 10Р, скв. 1854) от температуры
ОБВОДНЕННОСТЬ, % об. ТЕМПЕРАТУРА, 0С ПЛОТНОСТЬ, КГ/М3 ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ, МПА*С
0,0 -10 873,7 54,8
-5 870,2 32,4
0 866,7 23,1
5 863,2 17,0
10 859,7 13,3
20 852,7 8,5
30 845,7 6,2
40 838,7 4,9
50 831,7 4,3
ОБВОДНЕННОСТЬ, % об. ТЕМПЕРАТУРА, 0С ПЛОТНОСТЬ, КГ/М3 ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ, МПА*С
-40 969,6 373412,2
-30 963,7 55191,5
-20 957,8 10745,0
-10 951,8 3160,0
0 945,9 1504,4
10 939,9 700,0
20 934,0 370,7
0,2 30 928,1 248,0
40 922,1 169,3
50 916,2 90,6
60 910,2 67,7
70 904,3 44,5
80 898,4 37,5
90 892,4 25,7
100 886,5 19,2
Для построения зависимостей было проведено двойное логарифмирование полученных лабораторных данных.
при двойном
ЛОГАРИФМИРОВАНИИ ВОЗМОЖНО ДВА ВАРИАНТА:
1. при отсутствии неньютоновской области получается прямая линия;
2. если наблюдается неньютоновская область, то возможно наличие двух
прямых, пересечение которых позволяет определить температуру точки перехода.
Для сравнения результатов экспериментов и графического анализа реологических кривых были определены экспериментально температуры точки перехода исследуемых образцов. Измерение динамической вязкости проводилось при различной скорости сдвига и температуре. В резуль-
тате был получен ряд реологических кривых для каждого образца нефти. (рисунок 1-3)
Для остальных образцов нефти были построены соответствующие графики.
Лабораторный метод определения температуры точки перехода является трудоемким и длительным процессом, намного быстрее и проще определить динамическую вязкость нефти от тем-
Таблица 7. Сравнение экспериментальных и графических данных
МЕСТОРОЖДЕНИЕ ПЛОТНОСТЬ, КГ/М3, (ГРУППА) ТЕМПЕРАТУРА ТОЧКИ ПЕРЕХОДА, 0С
экспериментально графически
Восточно-Пякутинское 865,4 (II) 15 14
Северо - Сарембойское 872 (III) 24 23
Иусское 885 (III) 15 15
Суторминское 852,7 (II) -5 -4
Русское 934 (IV) 25 23
1 ,ои 1 АП
1 1,4-и 1 оп
л пп г~ -0 019 1х+ 1 28'
П ЯП 0,9994
п кп о- * и )129х+ 1 2 = 0,996" 1981
—0,40
а
I—(
-10
10 15 20 25 30 35 40 45 Температура, °С
рисунок 4. Графическое определение температуры точки перехода нефти Восточно-Пякутинского месторождения
пературы нефти и далее после графической обработки реологической кривой определить температуры точки перехода, результаты приведены на рисунках 4 - 6.
С помощью графической обработки реологических кривых и данных, полученных при построении реологических кривых при разных скоростях сдвига, были получены следующие результаты (таблица 7).
Как видно из приведенных данных: графический метод определения температуры точки перехода дает возможность оперативно определять интервал неблагоприятных температур в процессе добычи скважинной продукции и своевременно принимать необходимые меры по профилактике и предотвращению образования АСПО.
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
= -0,0302 (Ч2 = 0 к+ 2,0379 9972
м избх+1,е ! = 0,9962 ¡468
10
15
20
25 30
Температура, °С
35
40
45
50
рисунок 5. Графическое определение температуры точки перехода нефти Северо-Сарембойского месторождения
Литература:
1. Тарасов М.Ю, Зырянов А.Б. /Предварительная оценка технологических параметров подготовки нефти на основе классификации нефтей по эмульсионности// Нефтяное хозяйство, 2008. - №9 - 105-107 с.
Ключевые слова: температура точки перехода, АСПО.
2, >0
У
13 г = < >,98 99
У = -0,С 081 х? 3.5
1,( 10 К> = 0 987 7
-40 -35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 10<
Температура, "С
рисунок 6. Графическое определение температуры точки перехода нефти русского месторождения
