Влияние компонентного состава нефти на коэффициент теплопроводности формируемых органических отложений

Abstract

Актуальность исследования обусловлена необходимостью увеличения точности моделирования процессов тепломассопереноса и образования органических отложений в нефтяных скважинах и линейных нефтепроводах. Во множестве моделей образования органических отложений опускается влияние их коэффициента теплопроводности на процесс конвективного тепломассопереноса в гетерогенной среде, однако учет данного параметра может значительным образом повлиять на получаемый результат, увеличивая термическое сопротивление трубопровода. Тепломассоперенос в объеме углеводородов является сложным процессом, который рассматривается как конвективный теплообмен, при котором учитываются процессы молекулярной диффузии вещества. В рамках данной работы рассматривается анализ диффузионных механизмов переноса тепла в органических отложениях, однако процессом диффузии вещества предлагается пренебречь. Образование данных отложений является одним из наиболее серьезных осложнений при добыче углеводородов на различных месторождениях по всему миру, в частности в Пермском крае. Цель: оценить степень влияния компонентного состава флюида и его вязкости на коэффициент теплопроводности органических отложений данного флюида; определить возможность оценки коэффициента теплопроводности органических отложений без проведения дополнительных лабораторных исследований. Методы: проведение лабораторных исследований на установке «WaxFlowLoop», определение компонентного состава флюида методом газовой хроматографии. Результаты. Для характеристики компонентного состава флюида была принята величина отношения низкомолекулярных (C5-C16) компонентов к высокомолекулярным (C17-C60+). По результатам проведенных исследований получено, что коэффициент теплопроводности органических отложений увеличивается с ростом доли низкомолекулярных углеводородов в составе исследуемого флюида. Также определено наличие корреляции между динамической вязкостью флюида и величиной коэффициента теплопроводности органических отложений, снижающимися с ростом вязкость флюида. Выводы. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать вывод о возможности прогнозирования величины коэффициента теплопроводности органических отложений по свойствам исходного флюида. Использование величины коэффициента теплопроводности асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе моделирования его образования, а также полученные корреляционные зависимости, позволят существенно продвинуться в вопросах моделирования процесса теплопередачи между флюидом и стенкой и образования органических отложений в нефтедобывающих скважинах и подземных нефтепроводах.

The relevance of the research is caused by the need to increase the accuracy of modelling heat and mass transfer and formation of organic deposits in oil wells and linear oil pipelines. Many models of the formation of organic deposits omit the influence of their thermal conductivity coefficient on convective heat and mass transfer in a heterogeneous medium, but consideration of this parameter can significantly affect the result, increasing thermal resistance of the pipeline. Heat and mass transfer in the volume of hydrocarbons is a complex process, which is considered as convective heat transfer, which takes into account the matter molecular diffusion. This paper considers the diffusion mechanisms of heat transfer in organic deposits but neglects the diffusion of matter. The formation of these deposits is one of the most serious complications in the production of hydrocarbons in various hydrocarbon fields around the world, in particular in the Perm Krai. The aim of the research is to assess the degree of influence of the component composition of the fluid and its viscosity on thermal conductivity of organic deposits of a given fluid; to determine the possibility of assessing the thermal conductivity coefficient of organic deposits without conducting additional laboratory studies. Methods: laboratory research on the «WaxFlowLoop» installation, determination of the component composition of the fluid by gas chromatography. Results. To characterize the component composition of the fluid, the ratio of low molecular weight (C5-C16) components to high molecular weight (C17-C60+) was taken. According to the results of the studies, it was found that the thermal conductivity of organic deposits grows with the increase in the proportion of low molecular weight hydrocarbons in the composition of the studied fluid. The presence of a correlation between the dynamic viscosity of the fluid and the value of the thermal conductivity of organic deposits, which decreases with an increase in the viscosity of the fluid, was also determined. Conclusion. The obtained experimental results allow us to conclude that it is possible to predict the value of thermal conductivity of organic deposits by the properties of the initial fluid. The use of the wax deposition thermal conductivity value when modeling its formation, as well as the obtained correlations, will make it possible to achieve significant progress in modeling heat transfer between the fluid and the wall and the formation of organic deposits in oil wells and underground oil pipelines.