Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), как правило, образуются в скважинном оборудовании на месторождениях, отличающихся повышенным содержанием парафинов и асфальтенов и находящихся на завершающей стадии разработки. Для таких месторождений характерно ухудшение термобарических пластовых условий (снижение пластовой температуры), утяжеление нефти за счет высокоуглеродистых фракций и высокая обводненность добываемых флюидов (более 80-90 %). Процесс кристаллизации парафинов в насосно-компрессорных трубах (НКТ) чаще всего происходит за счет снижения температуры скважинной продукции, транспортируемой на поверхность, в результате ее интенсивного теплообмена с окружающей средой. АСПО на внутренней поверхности стенок НКТ негативно влияют на процесс подъема добываемого флюида на поверхность: из-за уменьшения проходного сечения НКТ снижается дебит скважины. Для повышения эффективности очистки НКТ от отложений при выборе технологий необходимо достоверно прогнозировать интервал образования АСПО в стволе скважины.
В статье рассмотрена методика оценки глубины, на которой необходимо выполнить очистку НКТ добывающей скважины от АПСО. Отличием от известных методик является то, что расчет распределения температуры в стволе скважины основан не на эмпирических зависимостях, а на решении уравнения теплового баланса добываемого флюида с окружающей средой. Для расчета коэффициентов объемного содержания нефти и воды в жидкой фазе в НКТ применена трехфазная одномерная модель газоводонефтяного течения. В модели учитывается эффект проскальзывания фаз не только между жидкостью и газом, но и между водой и нефтью. Это позволило повысить точность расчета теплопроводности скважинной продукции, транспортируемой на поверхность, а также более достоверно прогнозировать глубину, на которой необходимо провести очистку ствола скважины. Применение разработанной методики даст возможность сократить сроки, необходимые для определения объема очистных работ и, как следствие, уменьшить производственные затраты за счет выбора оптимальной очистной технологии для НКТ.
Список литературы
1. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Борьба с осложнениями парафиновых, асфальтосмоловых компонентов нефти // Нефтегазовое дело. – 2017. – Т. 15. – № 4. – С. 67–72.
2. Хошанов Т., Ширджанов Н. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине // Нефтепромысловое дело. – 1981. – № 4. – С. 21–23.
3. Сучков Б.М., Хабибуллин Р.Н. О рациональной глубине спуска в скважину лифтовых труб с защитными покрытиями // Нефтепромысловое дело. – 1974. – № 7. – С. 19–22.
4. Сучков Б.М., Хабибуллин Р.Н. Влияние обводненности продукции скважины на температуру потока жидкости и парафинизацию лифтовых труб // Нефтепромысловое дело. – 1973. – № 10. – С. 28–30.
5. Волков М.Г. Методика расчета течения нефтеводогазовых смесей в стволе вертикальной скважины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 3 (109). – С. 9–42.
6. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 с.
7. Hasan A.R., Kabir C.S. A Simplified Model for Oil Water Flow in Vertical and Deviated Wellbores // SPE-54131-PA. – 1999. –
https://doi.org/10.2118/54131-PA
8. Flores J.G. Oil-Water Flow in Vertical and Deviated Wells. – Oklahoma: The University of Tulsа, 1997.
9. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A.M. Ansari, A.D. Sylvester, C. Sarica [et al.] // SPE-20630-PA. – 1994. –
https://doi.org/10.2118/20630-PA
.
