УДК 622.276 © М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, А.А. Ерофеев, 2011
Определение температуры насыщения нефти парафином для месторождений Верхнего Прикамья1
М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, А.А. Ерофеев (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Determination of paraffin saturation temperature of the Upper Kama oil fields
M.S. Turbakov, A.V. Lekomtsev, A.A. Erofeev (State National Research Polytechnical University of Perm)
The dependences for determination of paraffin saturation temperature according to operation of production wells of Unvinskoye and Shershnevskoye oil fields (Upper Kama region) are presented and analyzed. The formula calculations for which do not differ from the experimental data is more specified according to the analysis. Results of the determination of intervals of asphaltene-resin-paraffin deposits in operating producing wells are presented according to the specified dependencies.
Ключевые слова: добывающая скважина, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), осложнения при добыче нефти, температура насыщения нефти парафином. Адрес для связи: turbakov@mail.ru
Образование афальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхностях скважинного оборудования является основным видом осложнений при эксплуатации добывающих скважин нефтяных месторождений на севере и северо-востоке Пермского края (Верхнее Прикамье). Предупреждение образования АСПО и их удаление усложняют технологический процесс эксплуатации скважин и повышают себестоимость добываемой нефти.
Образование АСПО при добыче парафинистой нефти определяется составом и свойствами нефти, физическими параметрами потока, условиями кристаллизации парафинов и формирования осадка на поверхности подземного оборудования [2]. Интенсивное образование АСПО в скважинах наблюдается при снижении температуры скважинного потока ниже температуры насыщения нефти парафином (температуры кристаллизации парафина). Охлаждение потока вызывает фазовые переходы и изменение состава нефти. Снижение давления в скважинах при подъеме жидкости ниже давления насыщения и выделение газа в свободную фазу также нарушают фазовое равновесие в углеводородной системе. В этих условиях асфальтос-молистые комплексы могут образовываться при температуре, превышающей температуру кристаллизации парафинов. Расширение и охлаждение выделившегося газа при уменьшении давления ускоряют процесс снижения температуры потока. Чем более гидрофобизирована поверхность скважинного оборудования и выше ее шероховатость, тем интенсивнее, при прочих равных условиях, образуются АСПО [5].
В работе [3] для определения температуры насыщения нефти парафином в скважинных условиях ^^ по известной температуре насыщения для дегазированной нефти предложена зависимость
1 Работа выполнена под руководством к.т.н. В.А. Мордвинова при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 - 2013 годы.
*н.скв = *н.д + А ■ р- - А -р (1)
рнас 10
где А1, А2 - корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных исследований нефти; р; - давление в скважине; рнас -давление насыщения нефти газом; Г; - газонасыщенность нефти при р; и Т; Т( - температура потока в скважине; Г0 - газонасыщенность пластовой нефти.
Температура ; определяется в лабораторных условиях. Для нефтей многих разрабатываемых или вводимых в разработку объектов данные о ; отсутствуют. В специальной литературе приводятся следующие эмпирические зависимости для определения ; :
- формула ВНИИнефти [4]
*нд = 11,398 + 34,084 ■ ^ СП; (2)
- формула в справочнике [6]
*нд = 18,132 ■ 1п СП + 0,0444; (3)
- формула ПермНИПИнефти
3,686
'нц = 70,5- e Сп ; (4)
- формула ТГНУ [1]
' нц = И
(Сп + сс + С А )-ln tra + Ьо и-50
(5)
И-20
) ""пл^
- формула ПГТУ [7]
t - t . Р~Х(СП;СС;СА^20 ) (6)
'нц -'пл e ' (6)
123 08'2011 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Таблица 1
Месторождение Объект разработки Отклонение от фактических значений, %, при расчетах по формулам
°С лабораторные результаты расчетов по формулам (2) (3) (4) (5) (7)
данные (2) (3) (4) (5) (7)
Бш-Срп 55-56 27 29,8 -33,1 22,6 -26,6 24,4 -30,1 29,0 -29,2 27.3 - 27.4 -10,4 -(-22,6) 1,4 -16,3 -11,5 -9,7 -8,2-(-7,3) -1,1-(-1,5)
Уньвинское Тл 53-56 29-30 25,738,0 17,532,6 17,338,2 28,529,9 28,429,4 -30,911,5 -12,439,6 -31,840,5 -3,02,8 0,22,0
Бб 52-59 30-31 28,837,8 21,332,4 22,538,0 29,2 -29,9 29,730,2 -26,2 -7,2 -8,131,3 -26,727,4 0,34,8 -0,63,2
Т-Фм 53 31 33,5 27,2 30,9 29,7 31,2 -8,2 12,4 0,5 4,3 -0,6
Тл 57 30,4 34,2 28,0 32,0 30,7 30,4 -12,5 7,9 -5,3 -1,0 0,1
Шершневское Мл 57,7 30,4 35,6 29,7 34,3 30,2 31,4 -17,0 2,4 -12,9 0,8 -3,1
Бб 55,9 30,4 37,0 31,4 36,7 30,5 31,1 -21,8 -3,4 -20,8 -0,3 -2,4
где СП, СС, СА - содержание в нефти соответственно парафинов, смол и асфальтенов, %; [б] - поправочный коэффициент, °С/%; ^20, - динамическая вязкость нефти при температуре соответственно 20 и 50 °С, мПа-с; - температура плавления парафина, °С.
Формула (6) в дальнейшем рассматривается в виде
Таблица 2
К,
•ид- 'пл •е ™ ■ (7)
Для проведения расчетов по формулам (5) и (7) обработаны данные по 14 объектам разработки Уньвинского и Шершневского месторождений с целью оценки поправочного коэффициента [б] и показателя степени Х. Результаты представлены на рис. 1 и 2.
Для рассмотренных объектов разработки выполнены расчеты по формулам (2)-(5) и (7) (табл. 1). Среднее относительное отклонение от фактических значений по объектам Уньвинского месторождения по указанным формулам составило соответственно 13,7; 15,2; 18,6; 3,9; 1,1 %, Шершневского - соответственно 17,1; 4,6; 13,0; 0,7; 1,9 %. Минимальное расхождение расчетных и экспериментальных (лабораторных) данных получено по формуле (7) для Уньвинского месторождения и по формуле (5) для Шершневского.
Значения tисш¡, рассчитанные по формуле (1), совпадают с определенными в лаборатории ПермНИПИнефть температурами насыще-
- Х ( СП;СС'СА:^20 ) ^50
Месторождение Объект разработки А ¿2
Уньвинское Бш-Срп 2,3 6,4
Тл+Бб 1,9 6,2
Т-Фм 1,9 5,0
Шершнёвское Тл+Мл+бб 1,3 7,3
ния нефти парафином в условиях, соответствующих забойным (пластовым). Корреляционные коэффициенты А1 и А2 для объектов Унь-винского и Шершневского месторождений приведены в табл. 2.
На рис. 3, а показан пример определения термодинамических условий начала интенсивной парафинизации в скв. 558 Уньвин-ского месторождения, эксплуатирующей пласт Бш-Срп. Кривые изменения давления и температуры в скважине построены по методике [3] с применением зависимостей (1) и (7). Глубина образования отложений составила 1160 м при давлении 10 МПа и температуре жидкости 23,8 °С. При оценке условий образования АСПО в скв. 234 Шершневского месторождения (см. рис. 3, б), эксплуатирующей бобриковский пласт, глубина начала интенсивной парафинизации составила 1275 м при давлении 11,5 и температуре 24,7 °С.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
08'2011
124
Рис. 3. Определение глубины начала интенсивной парафинизации в скв. Шершневского (б) месторождений
Результаты определения глубины начала интенсивной пара-финизации скважинного оборудования соответствуют промысловым данным, полученным при измерениях толщины АСПО на НКТ при подъеме оборудования. В скв. 558 на глубине 1160 м на внутренней и внешней стенках труб толщина отложений составила около 3 мм, в скв. 234 на глубине 1275 м - 2-3 мм (на внутренней стенке).
Список литературы
1. Галикеев Р.М., Леонтьев С.А. Расчет температуры насыщения нефти парафином // Территория Нефтегаз. - 2010. -№6. - С. 82-84.
2. Ибрагимов Н.И. Совершенствование методов защиты колонны НКТ от асфаль-тосмолопарафиновых отложений на промыслах Татарстана//Нефтяное хозяйство. -2005. -№6. - С. 110-112.
3. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Ерофеев А.А. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинно-го оборудования (на примере Сибирского нефтяного месторождения)//Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - с.112-115.
4. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина-УППН: Учебное пособие / В.Н. Глущенко, М.А. Силин, О.А. Пташко, А.В. Денисова. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 328 с.
. 558 Уньвинского (а) и 234 5. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафи-новых отложений в нефтепромысловом оборудовании//Нефтяное хозяйство. - 2004. - №7. - С. 106-109.
6. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник. - М.: Недра, 1980. - 583 с.
7. Турбаков М.С., Ерофеев А.А., Лекомцев А.В. К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин // Геология. геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - №10. - С. 62-65.
IV Всероссийская конференция
«Нефтегазовое и горное дело», посвященная 20-летию НК «ЛУКОЙЛ»
16 - 18 ноября 2011 года, г. Пермь НАПРАВЛЕНИЯ КОНФЕРЕНЦИИ 1
> геология, поиск и разведка месторождений нефти и газа
> бурение скважин
> разработка нефтяных и газовых месторождений
> геодезия и геомеханика
> разработка месторождений полезных ископаемых
> горная и нефтегазовая механика
> автоматизация и вычислительная техника в нефтегазовом комплексе
ОРГАНИЗАТОР
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
+7(342) 203-72-27 pstu.conference@bk.ru www.pstu.ru
СПОНСОР
МЕДИА-СПОНСОР
ГЩят
П ХОЗ!
I—I I——I WWW. OIL
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.