Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: LXIII Международной научно-практической конференции «Технические науки - от теории к практике» (Россия, г. Новосибирск, 26 октября 2016 г.)

Наука: Технические науки

Секция: Инжиниринговые и научно-технические системы и платформы

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Николаев А.В., Трейгер Л.М. ОПЫТ РАЗРАБОТКИ НАУЧНЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩЕЙ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТКА ИНФОРМАЦИИ О ЕЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ // Технические науки - от теории к практике: сб. ст. по матер. LXIII междунар. науч.-практ. конф. № 10(58). – Новосибирск: СибАК, 2016. – С. 27-41.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

ОПЫТ РАЗРАБОТКИ НАУЧНЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩЕЙ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТКА ИНФОРМАЦИИ О ЕЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВАХ

Николаев Александр Владимирович

канд. хим. наук, зав. промысловым отделом АО «Гипровостокнефть»,

РФ, г. Самара

Трейгер Леонид Мендельевич

канд. хим. наук, зав. промысловым отделом АО «Гипровостокнефть»,

РФ, г. Самара

EXPERIENCE IN THE DEVELOPMENT OF RESEARCH RECOMMENDATIONS FOR ENGINEERING OF TECHNOLOGICALLY RELIABLE TRANSPORT OF HIGH POUR POINT OIL IN GATHERING SYSTEM UNDER THE CONDITIONS OF INSUFFICIENT INFORMATION ON PHYSICOCHEMICAL AND RHEOLOGICAL CHARACTERISTICS

Aleksander Nikolaev

head of Oil Emulsion Research Laboratory Giprovostokneft,

Russia, Samara

Leonid Treyger

candidate of chemical sciences, Head of Oil Feld Data Department, Giprovostokneft, Russia, Samara

 

АННОТАЦИЯ

Перед институтом АО «Гипровостокнефть» заказчиком была поставлена задача по выполнению проекта обустройства Кaмeнcкого нефтяного месторождения, и в то же время заказчик по объективным причинам не имел возможности организовать отбор проб нефти, необходимых для выдачи исходных данных и научных рекомендаций для проектирования. Институту были переданы результаты анализов физико-химических свойств нефти, выполненных сторонней исследовательской организацией. Среди этих данных отсутствовали некоторые важные показатели и полностью отсутствовали реологические параметры. Близкого аналога для данной высокозастывающей нефти в институтской базе свойств нефтей не оказалось. Однако научные рекомендации для проектирования были необходимы, и в излагаемом материале приводятся рекомендации по транспорту кaмeнcкой нефти по системе сбора с указанием возможных рисков в технологии, связанных с отсутствием полного комплекса исходной информации.

ABSTRACT

The Customer set the task for Giprovostokneft to develop Kamenskoye oil field project. However, due to external factors the customer could not arrange the representative oil sampling required for the issue of input data and research recommendations for design. Nevertheless, we received the oil test results prepared by another research company. The data did not contain a number of important indices, and absolutely no rheological characteristics. No close analog for this high pour point oil in terms of oil characteristics was found in Giprovostokneft data base. However, it was necessary to give recommendations for design. This material provides recommendations on oil transport through gathering system of Kamenskoye field mentioning possible process risks due to the lack of source information.

 

Ключевые слова: высокозастывающая нефть; система сбора; технологическая надежность; асфальто-смоло-парафиновые отложения; массовая кристаллизация; температура застывания; начальное напряжение сдвига; время безопасного простоя трубопровода; модификаторы кристаллов; реагенты детергентно-диспергирующего действия.

Keywords: high pour point oil; gathering system; technological reliability; asphalt, resin and wax deposition; bulk crystallization; pour point; upper yield point; safe period of pipeline down time; crystal modifiers; detergent and dispersion chemicals.

 

В некоторых случаях организация-недропользователь, поручающая проектно-исследовательскому институту разработку проекта обустройства нефтяного месторождения, по объективно обусловленным причинам не имеет возможности обеспечить отбор проб нефти для изучения их свойств в научно-исследовательском подразделении проектно-исследовательского института и предоставляет по свойствам и составу нефти частичную информацию от сторонних исследователей. В такой ситуации требуемая высокая степень технологической надежности проектируемых объектов носит вероятностный характер, что должен принимать во внимание заказчик, за которым остается выбор и согласование (утверждение) предлагаемых в процессе проектирования технико-технологических решений. Ниже на примере нефти Кaмeнcкого месторождения, расположенного в одном из северных районов, показывается логика и структура научных рекомендаций для проектирования процесса транспорта данной нефти (с высокой температурой застывания) по системе сбора при отсутствии полных сведений по свойствам нефти – притом что в плане технологической надежности система сбора является наиболее уязвимым звеном в цепочке «добыча – сбор – подготовка» и в случае застывания нефти в трубопроводных линиях возможность перезапуска системы сбора/транспорта и всей указанной цепочки требует специальных дорогостоящих мероприятий.

Для рассмотрения любых технологических вопросов по сбору и транспорту нефти необходимо иметь возможность базовой классификации нефтей по технологически важным физико-химическим показателям. Такую возможность дают данные таблицы 1.

В таблице 2 приведена информация (результаты анализов сторонней исследовательской организации, предоставленные заказчиком), позволяющая дать первичную оценку нефти Кaмeнcкого месторождения с точки зрения ее транспортабельных свойств и склонности к проявлению асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

Таблица 1.

Классификация нефтей

Признак

типизации

Распределение нефтей по типам

и интервалы распределения

Ссылка на источник

Содержание парафинов

Малопарафинистые ­– менее 1,51 % мас.;

Парафинистые ­– от 1,51 до 6,00 % мас.;

Высокопарафинистые – более 6,00 % мас.

[9]

Суммарное содержание

смол и асфальтенов

Малосмолистые – менее 10 % мас.;

Смолистые – от 10 до 20 % мас.;

Высокосмолистые – более 20 % мас.

[3]

Плотность при 20°С

Особо легкие ­– не более 830 кг/м3;

Легкие ­– 830,1 … 850,0 кг/м3;

Средние – 850,1 … 870,0 кг/м3;

Тяжелые – 870,1 … 895,0 кг/м3;

Битуминозные – более 895,0 кг/м3.

[5]

Вязкость при 20°С

Маловязкие ­– менее 10 мм2/с;

Средневязкие – от 10 до 35 мм2/с;

С повышенной вязкостью ­– от 35 до 100 мм2/с;

Высоковязкие – от 100 до 500 мм2/с;

Сверхвязкие – более 500 мм2/с.

[12]

Вязкость при 50°С

Маловязкие ­– 1 … 2 °E (1,0 … 11,5 мм2/с);

Вязкие – 2 … 3 °E (11,5 … 19,8 мм2/с);

Высоковязкие – 3 … 10 °E (19,8 … 72,5 мм2/с).

[7]

Температура застывания

Высокозастывающие – выше 0 °С.

[4]

 

Таблица 2.

Имеющиеся физико-химические свойства и температурные показатели нефти Кaмeнcкого месторождения

 

На основании данных, приведенных в таблицах 1 и 2, нефть Кaмeнcкого месторождения можно охарактеризовать по пластам следующим образом:

нефть пласта D3f3 маловязкая (при 50°С), особо легкая, высокопарафинистая;

нефть пласта D3sr – маловязкая (при 30°С), особо легкая, малосмолистая высокопарафинистая, высокозастывающая;

нефть пласта D3dzr – маловязкая (при 50°С), особо легкая, малосмолистая, высокопарафинистая, высокозастывающая;

нефть пласта D3jar – маловязкая (при 30°С), легкая, малосмолистая, высокопарафинистая;

нефть пласта D3tm – маловязкая (при 20°С), особо легкая, парафинистая.

Для нефтей пластов D3f3 и Djar данные по температурам застывания отсутствуют, однако учитывая несколько более высокое содержание в них парафина (13,4 и 16,61 %) по сравнению с нефтями пластов D3sr и D3dzr (11,71 и 13,32 %), можно предположить, что температуры застывания нефтей пластов D3f3 и Djar должны быть, по крайней мере, не меньше 23–24°С, а, возможно, даже больше.

Отдельный комментарий необходим в отношении нефти пласта D3tm. Сопоставление ее свойств со свойствами нефтей пластов D3f3, D3sr, D3dzr и D3jar показывает резкое различие данных, во-первых, по температурам застывания – разница составляет более 40°С и, во-вторых, по содержанию парафина – 3,23 % против 11,71 … 16,61 %. С учетом этого, свойства нефти пласта D3f3 в части температуры застывания и содержания парафина следует с большой осторожностью использовать в качестве исходных данных для проектирования, пока не будет повторно отобрана и проанализирована представительная проба нефти этого пласта.

Рассмотрение даже имеющихся основных физико-химических характеристик нефти Кaмeнcкого месторождения не оставляет сомнений в большой проблемности ее технологических и транспортабельных качеств. В этой связи очень важно провести отбор и лабораторное исследование нефтей всех пластов для получения информации по температурам начала массовой кристаллизации парафина и по реологическим свойствам нефтей и их водонефтяных эмульсий.

Опыт эксплуатации систем добычи, сбора и транспорта нефтей с различным содержанием парафина показывает, что высокопарафинистые нефти обладают повышенной склонностью к проявлению АСПО в технологических системах. При этом физико-химический процесс образования АСПО имеет высокую термодинамическую вероятность при температурах ниже температуры начала массовой кристаллизации парафина.

Ввиду отсутствия в комплексе физико-химических свойств кaмeнcкой нефти показателя «температура начала массовой кристаллизации парафина» и вместе с тем его большой практической значимости для рассмотрения условий образования АСПО проведем предварительную оценку его значений расчетным путем (здесь отметим, что устоявшегося наименования данный показатель у исследователей не получил: например, в отделе исследования нефтей АО «Гипровостокнефть» используется понятие «температура начала выпадения твердой фазы», а в ряде литературных источников – «температура насыщения нефти парафином», тем не менее физико-химический смысл эти температуры отражают совершенно одинаковый).

В РД 39-9-478-80 [10] приводится следующая расчетная формула для оценки температуры начала массовой кристаллизации парафина (°С) в поверхностных условиях (т. е. для разгазированной нефти):

,

где:  – массовое содержание парафина в нефти, %.

Поправку на пластовые условия с учетом давления и газосодержания в работе [2] предлагается вводить через зависимость

,

где: P ­и Pн – соответственно пластовое давление и давление насыщения нефти газом, МПа.

Недостатком этих формул является тот факт, что они не учитывают депрессирующего влияния асфальто-смолистых веществ на температуру начала массовой кристаллизации парафина, однако в данном случае это не должно существенным образом сказаться на точности результата вследствие сравнительно невысокого содержания в кaмeнcкой нефти асфальто-смолистых веществ и более чем в 2 раза превышающего количества парафинов относительно суммарного содержания смол и асфальтенов.

Расчет по вышеприведенным формулам представлен в таблице 3. На основании полученных результатов температура начала массовой кристаллизации парафина кaмeнcкой нефти может изменяться в зависимости от давления и степени разгазирования следующим образом: нефть пласта D3f3 – от 42 до 50°С; пласта D3sr – от 42 до 48°С; пласта D3dzr – от 55 до 50 С; пласта D3jar – от 46 до 53°С; пласта D3tm – от 23* до 29*°С.

Из этих данных следует, что уже в условиях пласта нефть Кaмeнcкого месторождения находится практически в состоянии начала массовой кристаллизации парафина, и при подъеме нефти по колоннам НКТ будет происходить запарафинивание внутренней поверхности труб, которое будет увеличиваться по мере приближения к устью скважин.

Расчетная устьевая температура по различным скважинам и по трем годам составляет 0,8–12°С (расчетные данные АО «Гипровостокнефть»). Это означает, что нефть будет выходить в выкидные линии с температурой не только ниже температуры начала массовой кристаллизации парафина, но и ниже температуры застывания и температуры появления начального напряжения сдвига (!). Установка в скважинах, например, автоматизированных линейных нагревателей, настроенных на нагрев по длине скважин выше температуры начала массовой кристаллизации парафина, может решить проблему АСПО только в самих скважинах, но не после выхода нефти из них. Поэтому в системе сбора единственным эффективным средством и для борьбы с АСПО, и для обеспечения перемещения жидкости по нефтесборным линиям является применение нагрева нефти (что можно также называть «горячей» перекачкой по аналогии со способом транспорта нефтей в нагретом состоянии по трубопроводам внешнего/магистрального транспорта).

Таблица 3.

Расчетное определение температуры начала массовой кристаллизации

 

С точки зрения максимального предотвращения выпадения АСПО температура нефти при движении по трубам должна быть не ниже температуры начала массовой кристаллизации парафина: для нефтей пластов D3f3, D3sr, D3dzr и D3jar – не ниже 48 … 53°С, для нефти пласта D3tm не ниже 29*°С.

Необходимо еще раз подчеркнуть, что расчетные данные по температурам начала массовой кристаллизации парафина носят ориентировочный характер, и очень важно располагать точными данными, полученными лабораторным способом.

Определению транспортабельных характеристик и проектированию систем сбора и транспорта продукции скважин в обязательном порядке должны предшествовать реологические исследования нефтей и водонефтяных эмульсий. В первую очередь, данные о реологическом поведении нефти Кaмeнcкого месторождения и ее водонефтяных эмульсий – это та необходимая базовая информация, в отсутствие которой не может быть выработано надежного решения в отношении минимально допустимых значений температурного режима функционирования трубопроводных линий.

Если температура нефти на конце трубопровода ниже температуры появления начального напряжения сдвига, перекачка нефти технологически ненадежна ввиду максимальной вероятности самопроизвольной остановки трубопровода (и одновременно с этим его «замораживания», так как самопроизвольно остановившийся трубопровод, вполне очевидно, имеет нулевую длительность безопасного периода простоя). Остановка может произойти в результате того, что располагаемого давления окажется недостаточно для компенсации уровня гидравлического сопротивления, соответствующего чрезмерно высоким значениям эффективной вязкости нефти (либо эмульсии) при температурах ниже температуры появления начального напряжения сдвига, в том числе по причине перехода режима перекачки неньютоновской жидкости центробежным насосом в неблагоприятную (HQ)-зону (причем ситуацию может не улучшить даже растворенный в нефти газ, оказывающий понижающий эффект на значения структурно-механических свойств нефти). С точки зрения надежности транспортирования нефти по трубопроводным линиям минимально допустимой температурой нефти на конце трубопровода (участка трубопровода) следует считать температуру на 5 … 10°С выше температуры появления у нефти начального напряжения сдвига. Недопущение снижения температуры нефти на конце трубопровода (участка трубопровода) ниже минимально допустимой температуры гарантирует наличие определенного запаса времени до наступления застывания нефти в трубопроводе в случае его остановки. Необходимым расчетным параметром является время охлаждения нефти в остановленном трубопроводе до «критической» температуры, ниже которой возобновить работу трубопровода (т. е. осуществить сдвиг нефти/эмульсии располагаемым давлением) уже не представляется возможным (по-другому, этот параметр называется «длительность безопасного периода простоя трубопровода», или «время безопасной остановки трубопровода»).

Реологические свойства кaмeнcкой нефти отсутствуют, поэтому температура появления начального напряжения сдвига неизвестна (а также неизвестны и сами значения начального напряжения сдвига, от которых зависят требуемые значения давления сдвига при конкретных температурах ниже температуры появления начального напряжения сдвига).

В то же время существует (менее надежный) способ выбора конечной температуры трубопровода на основании температуры застывания нефти. Согласно рекомендациям [6, с. 62] и [11, с. 223] конечная температура Тк может быть выбрана таким образом:

Тк = Тз + 5 °С,

где: Тз – температура застывания нефти.

Работа нефтесборных трубопроводов в режиме «горячей» перекачки может быть обеспечена либо с помощью печей, либо с помощью электроподогрева, или их комбинацией (вообще, применение определенных технологий электроподогрева трубопроводов позволяет при необходимости добиваться практически любой температуры нагрева текущей среды, вплоть до 150°С и выше [1]). Сильная положительная сторона применения электроподогрева в случае кaмeнcкой нефти заключается в возможности поддержания температуры не ниже температуры начала массовой кристаллизации парафина по всей длине участков трубопроводных линий, что практически полностью устраняет вероятность образования парафиновых отложений. Однако решение о применении электроподогрева можно принять только при явной экономической целесообразности после проведения технико-экономического сравнения вариантов.

В таблице 4 приведены общие рекомендации, изложенные промысловым отделом АО Гипровостокнефть» в работе [8], по способам предотвращения образования и удаления АСПО применительно к большинству случаев проектирования/эксплуатации технологических систем на месторождениях высокопарафинистых нефтей.

Таблица 4

Рекомендованные технологии борьбы с проявлениями АСПО в системах добычи, сбора, подготовки и транспорта высокопарафинистых нефтей

 

Вне зависимости от выбранных способов для системы сбора нефти Кaмeнcкого месторождения, учитывая, что нельзя исключать возникновения любых ситуационных условий (например, полного или локального сильного запарафинивания труб и в этом случае высокого риска использования скребков ввиду их возможного застревания), крайне желательно предусмотреть наличие врезок для подачи горячей нефти/пара/растворителя, в том числе предусмотреть пропарочные стояки.

Также целесообразно в лабораторных условиях проверить на нефти Кaмeнcкого месторождения действие ингибиторов АСПО и депрессорных присадок, так как, с одной стороны, имеются некоторые сомнения в том, что реагенты при разумных их дозировках окажутся адекватны значительному содержанию парафина в нефти, а, с другой стороны, если бы эффективный реагент, обладающий АСПО-ингибирующим и депрессорным действием, был бы найден, то в дополнение к «горячей» перекачке с использованием печей его применение можно было бы рассматривать как технологически очень полезный прием, позволяющий снизить интенсивность образования АСПО на тех участках трубопроводных линий, где температура будет опускаться ниже температуры начала массовой кристаллизации парафина, и повысить (особенно в зимнее время), во-первых, эксплуатационную надежность работы трубопроводов (связанную с опасностью их самопроизвольной остановки и «замораживания») и, во-вторых, длительность безопасного периода простоя трубопроводов на случай вынужденных или плановых остановок – за счет снижения у нефти температуры появления начального напряжения сдвига / температуры появления неньютоновских свойств и снижения значений начального напряжения сдвига и эффективной вязкости при температурах ниже температуры появления начального напряжения сдвига / температуры появления неньютоновских свойств.

Используемые в настоящее время в нефтяной отрасли ингибиторы АСПО в основном относятся к следующим двум типам:

  1. ингибиторы модифицирующего действия – обладают также депрессорной активностью;
  2. ингибиторы детергентно-диспергирующего действия – не обладают депрессорной активностью.

В рассматриваемом случае выбор в пользу ингибиторов модифицирующего действия представляется наиболее предпочтительным, поскольку они не только снижают интенсивность образования АСПО, но и, обладая депрессорными свойствами, улучшают транспортабельные характеристики высокозастывающих нефтей.

Из литературных источников и по данным промыслового отдела АО «Гипровостокнефть» известно, что реагенты модифицирующего типа (их активной действующей основой являются полимерные модификаторы морфологии и поверхности кристаллов н-парафинов) проявляют технологическую эффективность при вводе в нефть, имеющую температуру не ниже температуры начала кристаллизации парафина, а также обводненность до 20 %. Таким образом, перед точкой ввода реагента модифицирующего действия нефть должна быть нагрета до температуры выше температуры начала кристаллизации парафина (эта та температура, при которой в нефти появляются первые кристаллы парафина; ее следует отличать от температуры начала массовой кристаллизации парафина – разница между ними иногда может составлять несколько десятков градусов).

Рекомендация по снижению интенсивности образования парафиновых отложений на случай варианта отказа от использования нагрева нефти. В этой ситуации улучшить транспортабельные свойства нефти реагентным способом не представляется возможным (применение разбавителя заказчик также не рассматривает). В отсутствие нагрева можно дать рекомендацию только в части предотвращения образования АСПО, заключающуюся в подаче в нефть эффективного ингибитора детергентно-диспергирующего действия. Нагрев нефти до температуры выше температуры начала кристаллизации парафина (выше 60°С) не является условием работоспособности для реагентов этого типа, то есть их можно вводить в нефть и при более низких температурах. Главная задача при этом сводится к поиску марки совместимого с кaмeнcкой нефтью ингибитора АСПО детергентно-диспергирующего действия. Наиболее объективным способом определения марки и необходимой дозировки реагента для кaмeнcкой нефти является сравнительное тестирование широкой группы реагентов разных производителей. Также можно обратиться к услугам конкретного производителя реагентов детергентно-диспергирующего действия с целью подбора для кaмeнcкой нефти наиболее эффективного индивидуального состава реагента и определения его необходимой дозировки.

В заключение следует отметить, что для проведения контроля за интенсивностью образования АСПО на участках трубопроводов с небольшими диаметрами существует практика организации пунктов контроля, представляющих собой узлы, оборудованные съемными контрольными «катушками», а также байпасными линиями, которые необходимы на время съема «катушек» для оценки толщины отложений.

 

Список литературы:

  1. Агапкин В.М., Кривошеин Б.Л., Юфин В.А. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. – М.: Недра, 1981. – 256 с.
  2. Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. – М.: ВНИИОЭНГ, 1980. – 56 с.
  3. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович [и др.]. – М: Недра, 1975. – 515 с.
  4. Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений (Нефтепромысловая химия. Т. 5.). – М.: Интерконтакт Наука, 2009. – 475 с.
  5. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.
  6. Дегтярев В.Н. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей. – Самара: ВК-Транс, 2006. – 144 с.
  7. Добрянский А.Ф. Геохимия нефти. – Л. – М.: Гостоптехиздат, 1948. – 476 с.
  8. Николаев А.В., Диденко В.С. Подбор и оценка эффективности растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений на стадии проектирования обустройства месторождений высокопарафинистых нефтей // Нефтепромысловое дело. – 2014 – № 4 – С. 45–48.
  9. ОСТ 38.01197-80. Нефти СССР. Технологическая индексация.
  10. РД 39-9-478-80. Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином.
  11. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П.И. Тугунов [и др.]. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграф-Сервис», 2002. – 658 с.
  12. Ященко И.Г. Комплексный анализ данных по физико-химическим свойствам трудноизвлекаемой нефти в информационно-вычислительной системе // Горные ведомости. – 2011 – № 7 – С. 26–36.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом