«Нефтепро-
мысловое дело»

Разработка и апробация алгоритма оценки распределения температуры по длине лифтовой колонны

УДК: 622.276.72
DOI: -

Авторы:

¹ Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
² Удмуртский государственный университет, Ижевск, Россия

Ключевые слова: температура, алгоритм, скважина, технология добычи, отложения

Аннотация:

Проведены исследования, связанные с необходимостью повышения точности моделирования процесса добычи нефти, а именно – распределения температуры жидкости по стволу добывающей скважины. Корректное распределение температуры позволяет оценивать и учитывать изменение свойств флюида при подъеме по лифтовой колонне и постепенном охлаждении. Одним из важнейших применений данных о распределении температуры по лифтовой колонне является возможность точной оценки образования парафиновых отложений, поскольку все основные методики моделирования данного процесса принимают температуру как главный влияющий фактор. По результатам анализа законов теплопереноса и конструкции скважины создан итерационный алгоритм расчета температуры в скважине. Сущность алгоритма заключается в непрерывном уточнении значения температуры за счет учета данных расчета по предыдущей секции. Данный расчет проводится одновременно с расчетом давления, что позволяет корректно задавать параметры движущейся жидкости. При сравнении расчетных и фактических данных о распределении температуры по длине скважины выявлено, что для восьми нефтедобывающих скважин среднее относительное отклонение составило 9,76 %. При использовании двух других методик средние отклонения составили 16,71 и 12,77 %, соответственно. Применение разработанного алгоритма повышает точность моделирования процессов добычи нефти, в частности, свойств жидкости. Сравнение с подходами других авторов к расчету температуры показало, что данная методика позволяет получать значения температуры, более близкие к реальным. Важным условием применения методики является уточнение пространственного распределения парафиновых отложений с целью оптимизировать затраты на борьбу с образованием данных отложений. Предлагаемая методика – часть тренда на цифровизацию нефтепромысла, которая подразумевает возможность математического расчета всех параметров добычи и транспорта нефти.

Список литературы:

1. Ilyushin P.Y., Vyatkin K.A., Kozlov A.V. Investigation of rheological properties of oil during the formation of wax deposits // Results in Engineering. – 2022. – Vol. 14. – P. 100434.

2. Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Исследование реологических свойств нефти в процессе образования органических отложений // Изв. Томского политехнического ун-та. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – № 333(6). – С. 157–166.

3. Bai J., Jin X., Wu J.T. Multifunctional anti-wax coatings for paraffin control in oil pipelines // Petroleum Science. – 2019. – Vol. 16. – P. 619–631.

4. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал. Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1. – С. 268–284.

5. Прогнозирование проблем при добыче нефтей на основе анализа их химического состава и физико-химических свойств / Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, Д.И. Даянова // Вестн. Казанского технологического ун-та. – 2012. – № 15(6). – С. 166–169.

6. Influence of asphaltene on wax deposition: Deposition inhibition and sloughing / H. Li, J. Zhang, Q. Xu [et al.] // Fuel. – 2020. – Vol. 266. – P. 117047.

7. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Халин А.Н. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации при добыче нефти // Изв. вузов. Нефть и газ. – 1997. – № 6. – С. 161.

8. Мажник В.И., Лешкович Н.М. Совершенствование технологий борьбы с АСПО на Ванкорском месторождении // Булатовские чтения. – 2018. – № 2. – С. 227–232.

9. The influence of operating temperatures on wax deposition during cold flow and hot flow of crude oil / Q. Quan, J. Gong, W. Wang, P. Wang // Petroleum Science and technology. – 2015. – Vol. 33(3). – P. 272–277.

10. Sousa A.L., Matos H.A., Guerreiro L.P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // J. of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – Vol. 9(3). – P. 2091–2107.

11. Ilyushin P.Y., Vyatkin K.A., Kozlov A.V. Development of a Method for Estimating Thermal Conductivity of Organic Deposits on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // International J. of Engineering. – 2022. – Vol. 35(6). – P. 1178–1185.

12. Надиров Н.К., Айдарбаев А.С., Сарсенбаев Х.А. Расчет коэффициента для определения влияния давления на образование асфальтосмолопарафинистых отложений в нефти // Вестн. Казахской академии транспорта и коммуникаций им. М. Тынышпаева. – 2010. – № 1(62). – С. 148–152.

13. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Инновационный потенциал умных нефтегазовых технологий // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2016. – № 1. – С. 4–9.

14. Пат. Рос. Федерация. Инженерный симулятор технологических процессов нефтегазодобывающего предприятия (Модуль" Информационная платформа") / А.Р. Хабибуллин. – № 2018618483, заявл. 08.08.2018; опубл. 30.08.2018, Бюл. № 9.

15. Ilyushin P.Y., Vyatkin K.A., Kozlov A.V. Oil component composition influence on thermal conductivity of formed organic deposits // Bulletin of the Tomsk polytechnic university. Geo assets engineering. – 2022. – P. 96.

16. Pipeline wax deposition modeling: A sensitivity study on two commercial software / G. Giacchetta, B. Marchetti, M. Leporini [et al.] // Petroleum. – 2019. – Vol. 5(2). – P. 206–213.

17. Ilushin P., Vyatkin K., Menshikov A. Development of a Methodology and Software Package for Predicting the Formation of Organic Deposits Based on the Results of Laboratory Studies // Fluids. – 2021. – Vol. 6(12). – 446 p.

18. Moradi B., Ayoub M., Bataee M. Calculation of temperature profile in injection wells // J. Petroleum Exploration Production Technology. – 2020. – Vol. 10. – P. 687–697.

19. Sagar R., Doty D.R., Schmldt Z. Predicting temperature profiles in a flowing well // SPE Production Engineering. – 1991. – Vol. 6(04). – P. 441–448.

20. Yu Y., Li K. A method for calculating the temperature profile in heavy oil wells with the injection of light oil diluent // Petroleum Science and Technology. – 2013. – Vol. 31(24). – Р. 2569–2576.