Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Для оценки эффективности применения НКЛ создана гидродинамическая модель скважины одного из месторождений Пермского края в программном комплексе OLGA. Свойства перекачиваемого флюида заданы на основании проведенных лабораторных исследований по определению фракционного и компонентного состава отобранных образцов нефти по стандарту ASTM 7213 с помощью газовой хроматографии (газовый хроматограф Agilent 7890B с детектором ионизации пламени, газ-носитель – гелий, колонка капиллярная) методом SimDis. На основании компонентного состава флюида с помощью программного продукта PVTsim определена температура кристаллизации парафина, составляющая 37,5 С. Конструкция скважины сформирована на основании паспорта и инклинометрии скважины. НКЛ в модели представляет собой трехжильный медный провод с мощностью 45 Вт/м, установленный в затрубном пространстве, что соответствует фактическому состоянию на рассматриваемой скважине.

В результате гидродинамического расчета получено изменение температуры жидкости по длине ствола скважины от выкида электроцентробежного насоса до устья при включенном и выключенном НКЛ (рис. 1). Для оценки точности сформированной модели полученные данные сравнивались с фактическим изменением температуры флюида, зарегистрированным при проведении геофизических исследований скважины (ГИС) (рис. 2).

Рис. 1. Изменение температуры жидкости в стволе скважины по данным моделирования: 1 – АНКЛ включен; 2 – АНКЛ выключен

Из представленных графиков видно, что результаты моделирования соизмеримы с фактическими данными, погрешность между температурами на устье составляет не более 1 С.

Для оценки эффективности применения НКЛ в скважинах проведено прогнозирование парафиноотложений на 5 дней с использованием сформированной гидродинамической модели (рис. 3).

151

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Изменение температуры жидкости в стволе скважины по данным ГИС: 1 – АНКЛ включен; 2 – АНКЛ выключен

Рис. 3. График изменения толщины слоя парафина по длине скважины: 1 – АНКЛ включен; 2 – АНКЛ выключен

По результатам моделирование установлено, что снижение толщины слоя парафина происходит лишь в местах, где температура перекачиваемого флюида сравнивается с температурой стенки НКТ, но при дальнейшем движении жидкости температурное равновесие нарушается и парафин, не осевший на стенки ранее, «прилипает» дальше по длине трубопровода, формируя слой в 2,5 раза больше по сравнению с накопленным без теплового воздействия.

На основании предоставленных промысловых данных установлено, что после внедрение НКЛ АСПО остается проблемой при эксплуатации скважины, что подтверждено моделированием парафиноотложения. Возможное снижение межочистного периода обусловлено нагревом части стенки НКТ, к которой непосредственно прилегает греющий кабель, выше температуры жидкости, что обеспечивает снижение отложений на части трубопровода, но обратной сторо-

152

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ной является нагрев жидкости выше температуры противоположной стенки, увеличивающий разницу температур и, следовательно, скорости осаждения. С учетом увеличения мощности кабеля до 70 Вт/м температура жидкости может превысить температуру кристаллизации парафина, но температурный градиент между стенкой и жидкостью остается, что ведет к дальнейшему формированию АСПО. При расположении кабеля внутри НКТ температура жидкости достигает 40 С за счет прямого нагрева жидкости и снижения тепловых потерь, но разница между нагретым флюидом и стенкой составляет порядка 4 С, что приводит к более интенсивному формированию АСПО на внутренней поверхности трубы. С учетом значительных затрат, связанных с электропотреблением, и его незначительной эффективностью применение НКЛ в добывающих скважинах рассматриваемого месторождения для снижения парафиноотложения является нецелесообразным.

Список литературы

1. Шарифуллин А.В., Байбекова Л.Р., Сулейманов А.Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. – 2006. – № 6. –

С. 19–24.

2.Вяткин К.А., Мартюшев Д.А., Лекомцев А.В. Технология очистки НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей их утилизацией // Нефтя-

ное хозяйство. – 2015. – № 3. – С. 36–38.

3.Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1.

4.Новые методы и технологии проектирования разработки и обустройства месторождений: сб. тез. докл. науч.-практ. конф. – Пермь, 2005.

5.Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края / П.Ю. Илюшин, Р.М. Рахимзянов, Д.Ю. Соловьев, И.Ю. Колычев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 81–89.

6.Илюшин П.Ю., Галкин С.В. Возможности учета технологических показателей разработки нефтяных месторождений при прогнозе динамики обводненности продукции добывающих скважин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 64–74.

153

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ, И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ

ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ БЕРЕЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В.А. Саяхов

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор И.А. Гуськова Альметьевский государственный нефтяной институт

На поздней стадии разработки из-за роста эксплуатационных затрат актуальной задачей является своевременное выявление осложнений при эксплуатации скважин, а также внедрение технологий по их предотвращению и ликвидации. Данная работа выполнена с целью анализа эффективности эксплуатации добывающих скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами (ЭЦН), с последующим выявлением основных причин появления осложнений при эксплуатации скважин и разработкой рекомендаций по применению методов для предупреждения и ликвидации осложнений.

Ключевые слова: солеотложения, УЭЦН, подбор оборудования, МРП, прогноз солеобразования, рентабельность эксплуатации.

Проанализировав осложнения, возникающие при эксплуатации добывающих скважин, оборудованных ЭЦН в период с 2010 по 2013 год, было выявлено, что основные причины ремонта связаны с отложениями солей и АСПВ в подземном оборудовании.

Для установления влияния режима эксплуатации на основные причины ремонтов добывающих скважин были произведены однофакторный ассоциативный, многофакторный и корреляционный анализы. По результатам анализов можно судить о степени влияния различных факторов (дебитов по жидкости и нефти, обводненности, давления на приеме насоса, глубины спуска насоса) на основные причины ремонтов скважин. После выполнения анализов было установлено влияние всех рассматриваемых факторов на показатель МРП скважин, однако в большей степени выявлено влияние обводненности и дебитов по жидкости и нефти [1].

Анализ эффективности применяемых методов предупреждения и ликвидации осложнений при эксплуатации добывающих скважин позволил выявить мероприятия, характеризующиеся высоким технологическим эффектом в виде увеличения показателя МРП скважин, а также минимальными финансовыми и временными затратами. Так, для ликвидации осложнений, обусловленных отложениями АСПВ, наиболее эффективным мероприятием является промывка скважин с применением растворителя парафинов нефтяного (РПН) и ингибитора СНПХ-1004.

Результаты расчета технологической эффективности от проведения промывок показали, что показатель МРП сохраняется на высоком уровне (более 700 суток) и за счет последующего предотвращения ремонтных операций повышается

154

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

коэффициент эксплуатации скважин, благодаря чему осуществляется прирост годовой добычи нефти.

Межремонтный период работы скважин, оборудованных УЭЦН, во многом зависит от рациональности подбора оборудования для конкретных условий скважин. Поэтому для предотвращения осложнений при эксплуатации скважин должны предъявляться особые требования к проектированию работы насосного оборудования [2].

Расчет и подбор оборудования УЭЦН был осуществлен с применением программного обеспечения IHS SubPUMP. Данная методика позволяет быстро проанализировать различные конфигурации оборудования для конкретных условий скважин с целью повышения эффективности и улучшения экономических характеристик проектируемой системы. Подбор оборудования осуществлялся на основе выбора электродвигателя и насосного агрегата, характеризующихся наибольшими КПД и наименьшими энергетическими затратами для конкретных условий скважин. Результаты подбора оборудования УЭЦН и пример итоговой компоновки оборудования УЭЦН с применением программного обеспечения IHS SubPUMP представлены в таблице и на рисунке. Во всех случаях установки были оснащены подольским кабелем КПБК-90, в случае необходимости установка оснащалась сепаратором газа.

Данная методика позволила подобрать оборудование с наименьшими рабочими мощностями с целью избегания перегрева корпуса электродвигателя и уменьшения риска выпадения солей на поверхности оборудования.

Прогноз процесса солеобразования при добыче нефти является неотъемлемой частью мероприятий по его предупреждению. Чаще всего прогнозирование осуществляется для конкретных условий на основе гидрохимических расчетов. Методика Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона для прогнозирования образования сульфатных и карбонатных солей позволяет учитывать изменение таких параметров, как давление и температура [3-5].

155

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. Результат подбора оборудования УЭЦН с применением программного обеспечения IHS SubPUMP для скважины 18

В результате расчетов по методике Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона с учетом изменения термобарических условий выявлен риск выпадения кальцита и барита в большинстве исследуемых скважин, а также незначительное влияние изменения температуры на индекс насыщения воды. Следовательно, индекс насыщения в большей степени зависит от концентрации ионов в попутно-добываемой воде. Однако установлена тенденция, что при изменении температуры жидкости при контакте с УЭЦН растворимость различных типов солей также меняется. Так, при повышении температуры потока жидкости растворимость гипса увеличивается,

арастворимость ангидрита, кальцита и барита уменьшается.

Вцелях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения солей предлагается:

– подбор эффективных ингибиторов на основе прогнозирования типа солеотложений;

– создание базы данных о соответствии фактического состава солеотложений с прогнозным и выбор наиболее точной методики прогнозирования;

156

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

–подбор оборудования УЭЦН на основе более точного подсчета параметров движения газожидкостной смеси с учетом постоянного изменения термодинамических условий скважин;

–предотвращение смешения несовместимых вод в процессе эксплуатации скважин;

–контроль за водородным показателем среды (pH) при использовании реагентов.

В целях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения АСПВ рекомендуется:

–подбор состава растворителей в соответствии с составом АСПО;

–внедрение НКТ с полимерным покрытием;

–перевод скважин, оборудованных ЭЦН на высокопроизводительные ШСНУ с внедрением скребков-центраторов.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

Список литературы

1.Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1977. – 228 с.

2.Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. – М.:

Недра, 1983. – 449 c.

3.Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: 2004. – 432 с.

4.Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края / П.Ю. Илюшин, Р.М. Рахимзянов, Д.Ю. Соловьев, И.Ю. Колычев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 15. – С. 81–89.

5.Илюшин П.Ю., Галкин С.В. Возможности учета технологических показателей разработки нефтяных месторождений при прогнозе динамики обводненности продукции добывающих скважин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 64–74.

157

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ВЫКИДНЫХ ЛИНИЯХ СКВАЖИН C ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА OLGA

Д.Ю. Соловьев, Т.С. Ладейщикова

Научный руководитель – канд. техн. наук, доцент П.Ю. Илюшин Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Выполнено гидродинамическое моделирование процессов образования асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в системе скважина – нефтепровод. Произведена адаптация гидродинамической модели скважины в соответствии с реальными условиями эксплуатации. На основе данной модели оценена эффективность различных способов удаления парафина со стенки трубопровода.

Ключевые слова: асфальтеносмолопарафиновые отложения, моделирование, программный комплекс, OLGA, слой парафина, депарафинизация, эффективность.

Процесс разработки месторождений нефти с повышенным содержанием парафина сопровождается осложнениями в системе сбора и транспорта скважинной продукции. Основным осложняющим фактором является отложение парафинов на поверхности выкидных линий и в сборных коллекторах, что приводит к выходу из строя внутрипромыслового оборудования, снижению пропускной способности нефтепроводов, сокращению добычи в результате простоев скважин. Многочисленные исследования, охватывающие проблему парафинообразования в нефтепроводах, не дают точного представления о месте выпадения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и их количестве. Прогнозирование отложений особенно актуально при выборе способа предупреждения и удаления АСПО.

Известные методы для определения текущей толщины слоя парафина включают в себя использование трубных калибров (скребков), приборов импульсного давления и измерения падения давления и теплопередачи (по всему трубопроводу).

Каждый из этих подходов имеет ряд недостатков. Скребки и приборы импульсного давления не производят непрерывного измерения и могут нарушать рабочие процессы, а их применение является дорогостоящим. Измерение перепада давлений дает лишь общее представление по всей длине трубы, а не в отдельных проблемных областях, и значение перепада давлений зависит от ряда параметров, помимо толщины парафина (например, шероховатости внутренней стенки трубопровода), и поэтому не находится в прямой связи с толщиной парафина. При измерении теплопередачи на тепловой поток влияют параметры флюида (температура, давление, состав, распределение фаз), которые постоянно изменяются. Поэтому данный метод не обеспечивает необходимойточностиопределениятолщины АСПО[1].

На сегодняшний день существуют современные программные комплексы (ПК), которые способны рассчитать отложение и транспорт парафинов по трубопроводу, к их числу относится гидродинамический симулятор многофазного по-

158

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

тока OLGA. С помощью ПК OLGA выполнено моделирование процесса отложений парафина на внутренней поверхности лифтовых труб и стенках выкидной линии скважины с одного из месторождений Пермского края. Выбор скважины для исследования процесса образования АСПО обусловлен низким межремонтным периодом (МОП) (в среднем 274 сут) и большим числом (15) проведенных мероприятий по удалению парафиновых отложений в течение 19 месяцев. Для моделирования использовались физико-химические свойства и компонентный состав нефти и попутного газа со скважины данного месторождения. Для исследования компонентного состава выполнены лабораторные исследования образцов нефти

ипопутного газа по стандарту ASTM 7213 с помощью газовой хроматографии методом SimDis. В ПК OLGA создана гидродинамическая модель системы скважина – нефтепровод и проведены гидравлические расчеты. Гидравлическая схема

ипрофиль ствола скважины представлены на рис. 1. Исходные данные для гидравлического расчета приведены в табл. 1.

Рис. 1. Профиль ствола скважины

Таблица 1

Исходные данные для гидравлического расчета

По результатам моделирования парафиноотложений в скважине определено место и толщина слоя парафина, осевшего в НКТ в течение 5 сут, результаты представлены на рис. 2. На данном рисунке изображено распределение давления и толщины слоя парафина по длине НКТ, в соответствие с которыми установлены места отложений толщиной 0,53 мм в интервале от 0–200 м и толщиной 0,5 мм в интервале 200–850 м от устья скважины.

159

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Рис. 2. Распределение давления и толщины слоя парафина по длине трубопровода: 1 – толщина слоя осевшего давления; 2 – давление

При анализе и сопоставлении полученных результатов с информацией из базы ремонтов скважины установлено, что отложения парафина зафиксированы именно на том месте, котторое выявлено путем моделирования. Это дает основание полагать, что модель является достоверной и отражает реальные условия эксплуатации скважины.

Исходные параметры работы скважины, заданные в OLGA, применены для расчета процесса парафиноотложений в трубопроводе от скважины (см. рис. 1) с последующей оценкой эффективности механического и теплового способов удаления накопленного слоя парафина в выкидной линии.

К основным технологиям удаления отложений парафина относятся:

1)внутренняя чистка: механическое удаление парафина со стенки трубы

спомощью очистных устройств (поршень, скребок);

2) химическое удаление: использование углеводородных растворителей

имоющих составов на водной основе;

3)тепловое воздействие: прогрев паром, промывка горячей нефтью и прямой

электрический нагрев стенки выше температуры кристаллизации парафинов [2-4]. При наличии существенных минусов названных методов важным является вопрос о выборе эффективного способа удаления парафина для конкретных условий эксплуатации трубопроводов. Для оценки эффективности методов депарафинизации на выкидной линии скважины выполнено моделирование процесса механической очистки с помощью очистного устройства, обработки нефтепровода паром и промывки горячей нефтью. На момент начала расчета процессов очистки нефтепровода слой парафина на стенках формировался в течение 5 сут. В качестве очистного устройства использовался полиуретановый (ПУ) шар, в качестве теплоносителей – обезвоженная и дегазированная нефть со скважины, подогретая до температуры 120 С, и водяной пар. Режимно-технологические параметры про-

цессов очистки нефтепровода приведены в табл. 2.

160