Повышение эффективности работы газлифтных скважин в условиях образования органических отложений парафинового типа во внутрискважинном оборудовании на месторождении Дракон
Нгуен Ван Тханг, А.Н. Александров, М.К. Рогачев
Санкт-Петербургский горный университет
Санкт-Петербургский горный университет
В данной работе на основе построенной модели фазового поведения пластовой высокопарафинистой нефти фундаментного пласта в программном продукте Multiflash 6.1 рассмотрено влияние изменения ее компонентного состава на температуру насыщения нефти парафином.
С применением анализа гидродинамики «пласт-скважина» выполнено обоснование оптимального режима работы газлифтной скважины (расход и давление закачиваемого попутно-нефтяного газа), определена глубина начала образования асфальтосмолопарафиновых отложений с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке газа по разработанной методике.
Введение
В настоящее время основной проблемой при добыче высокопарафинистых нефтей является интенсивное образование органических отложений в призабойной зоне пласта, скважинном и наземном нефтегазопромысловом оборудовании, что приводит к его аварийным остановкам и незапланированному текущему или капитальному ремонту. Решение указанной проблемы должно основываться на учете условий, существенно влияющих на процесс фазового перехода парафина в нефти [2–5].
Многолетние теоретические и экспериментальные исследования [6, 12, 14,] посвящены изучению механизмов парафинообразования в нефтяных дисперсных системах. Парафин представляет собой сложную смесь н-парафина и изопарафина с числом атомов углерода от 18 до 65 [9, 13]. В работе [10] показано, что парафин в нефти кристаллизуется с изменением термодинамического равновесия при снижении температуры потока ниже температуры насыщения нефти парафином. Aвторы [7] предположили, что температура насыщения нефти парафином является одним из основных факторов, который необходимо учитывать при разработке мероприятий по предупреждению органических отложений в осложненных скважинах. В работах [8, 16] отмечается, что преобладающим механизмом процесса парафинообразования является молекулярная диффузия.
Разработаны различные математические модели, которые позволяют описать фазовое поведение высокопарафинистых нефтей при изменении термобарических условий [11].
Разработаны различные математические модели, которые позволяют описать фазовое поведение высокопарафинистых нефтей при изменении термобарических условий [11].
Исходные данные
Объектом исследования является эксплуатируемая газлифтным способом добывающая скважина фундамента месторождения Дракон в условиях интенсивного образования органических отложений парафинового типа.
Месторождение Дракон находится на южном шельфе Вьетнама в 120 км от города Вунг Тау. Геологический разрез площади Дракон представлен магматическими и метаморфическими породами фундамента и осадочными отложениями. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти залежи фундамента месторождения Дракона представлена в таб. 1.
Месторождение Дракон
19,4 МПа
пластовое давление залежи фундамента
137 0С
пластовая температура
13,8 МПа
давление насыщения нефти газом
Нефть залежи фундамента месторождения Дракон является высокопарафинистой (содержание парафина до 24,03% масс.), смолистой (содержание смол и асфальтенов 3,29% масс.), высокозастывающей (свыше +30 0С). Компонентный состав пластовой нефти залежи фундамента представлен в таб. 2.
По известному компонентному составу и физико-химическим свойствам нефти было выполнено построение модели высокопарафинистой нефти в программном продукте Multiflash 6.1.
Фазовая диаграмма
Точность определения интенсивности образования отложений парафина зависит от ряда ключевых факторов, таких как: знание компонентного состава пластовой нефти и ее свойств, корректно подобранной термодинамической модели образования парафина, гидродинамики потока и механизмов, учитывающих процесс кристаллизации парафина.
Твердые парафиновые углеводороды преимущественно состоят из н-алканов с числом атомов углерода свыше C16 – C20. Указанный тип молекул имеет прямую цепь с различной длиной и высокой температурой плавления [1–4]. Поэтому важно характеризовать н-парафины как непрерывное распределение числа атомов углерода для моделирования отложения парафина. Применение упрощенной характеристики жидкости при моделировании процессов парафинообразования как одного или группы псевдо-компонентов может привести к неправильному прогнозированию скорости и профиля осаждения парафина.
Не только свойства нефти и газа, но также и их фазовые состояния изменяются с изменениями давления и температуры. Фазовое поведение будет определять конденсацию или испарение фаз, следовательно, определять парожидкостное разделение и термодинамические свойства фаз. Использование модуля PVT анализа состава нефти позволяет прогнозировать свойства смеси углеводородов на основе равновесия, энтальпии и корреляции свойств.
Выбор наиболее подходящей термодинамической модели процесса образования отложений парафина в рассматриваемых условиях является одним из ключевых факторов.
Не только свойства нефти и газа, но также и их фазовые состояния изменяются с изменениями давления и температуры. Фазовое поведение будет определять конденсацию или испарение фаз, следовательно, определять парожидкостное разделение и термодинамические свойства фаз. Использование модуля PVT анализа состава нефти позволяет прогнозировать свойства смеси углеводородов на основе равновесия, энтальпии и корреляции свойств.
Выбор наиболее подходящей термодинамической модели процесса образования отложений парафина в рассматриваемых условиях является одним из ключевых факторов.
В нашем случае в программе Multiflash была выбрана модель waxes.
Прогнозирование изменения вязкости осуществлялось по модели Pedersen K. [16]. Данная модель учитывает точные корреляции для вязкости и плотности эталонного вещества — метана. Модель применима как к газовой, так и к жидкой фазам.
Модель CLS, основанная на методе теплопроводности Chung-Lee-Starling, является прогнозной моделью теплопроводности газовой и жидкой смеси. Это требует знания таких критических свойств, как критические температура Tк и объем Vк для неполярных компонентов. Для полярных и связанных жидкостей дополнительно требуются значения дипольного момента ω и параметра ассоциации.
Модель поверхностного натяжения MCS (Macleod-Sugden) используется для прогноза изменения поверхностного натяжения системы пар-жидкость на основе компонентного состава смеси. В реализации Multiflash паровая фаза описывается уравнением идеального газа [16].
Пластовые флюиды состоят из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Они первоначально могут быть обнаружены в виде газов или жидкостей, но при изменении термобарических условий фазовое состояние флюидов изменяется, образуется многофазная система.
Модель CLS, основанная на методе теплопроводности Chung-Lee-Starling, является прогнозной моделью теплопроводности газовой и жидкой смеси. Это требует знания таких критических свойств, как критические температура Tк и объем Vк для неполярных компонентов. Для полярных и связанных жидкостей дополнительно требуются значения дипольного момента ω и параметра ассоциации.
Модель поверхностного натяжения MCS (Macleod-Sugden) используется для прогноза изменения поверхностного натяжения системы пар-жидкость на основе компонентного состава смеси. В реализации Multiflash паровая фаза описывается уравнением идеального газа [16].
Пластовые флюиды состоят из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Они первоначально могут быть обнаружены в виде газов или жидкостей, но при изменении термобарических условий фазовое состояние флюидов изменяется, образуется многофазная система.
Фазовая диаграмма углеводородной системы для залежи фундамента месторождения Дракон
Фазовая диаграмма исследуемого флюида содержит однофазную, двухфазную и трехфазную области. Однофазная область содержит смесь жидких углеводородов с растворенным в ней газом (область 1), а также газовый конденсат или испаренные легкие фракции нефти в виде газа (область 2). Двухфазная область (область 3) включает нефть и свободный газ.
Граница между этими областями называется областью насыщения. Линия испарения — это сегмент области насыщения, в котором газ начинает выделяться из жидкости. Линии конденсации — это сегмент диаграммы, в котором газ переходит из газообразного состояния в жидкое. Критическая точка (точка С) — это то место, где фазы находятся в равновесии. Парафин начинает образовываться (точка Д) в том случае, когда температура системы становится ниже температуры насыщения нефти парафином. Нефтяная дисперсная система переходит в трехфазное состояние (область 4), дополнительно содержащей твердую фазу – парафин.
Согласно полученным результатам установлено, что моделируемое значение температуры насыщения нефти парафином соответствует экспериментальному значению температуры насыщения нефти парафином и составляет 44,3 °С.
Кроме того, использование программного обеспечения Multiflash позволяет нам определить динамику изменения массового содержания парафина в нефти при ее охлаждении ниже температуры насыщения ее парафином.
Граница между этими областями называется областью насыщения. Линия испарения — это сегмент области насыщения, в котором газ начинает выделяться из жидкости. Линии конденсации — это сегмент диаграммы, в котором газ переходит из газообразного состояния в жидкое. Критическая точка (точка С) — это то место, где фазы находятся в равновесии. Парафин начинает образовываться (точка Д) в том случае, когда температура системы становится ниже температуры насыщения нефти парафином. Нефтяная дисперсная система переходит в трехфазное состояние (область 4), дополнительно содержащей твердую фазу – парафин.
Согласно полученным результатам установлено, что моделируемое значение температуры насыщения нефти парафином соответствует экспериментальному значению температуры насыщения нефти парафином и составляет 44,3 °С.
Кроме того, использование программного обеспечения Multiflash позволяет нам определить динамику изменения массового содержания парафина в нефти при ее охлаждении ниже температуры насыщения ее парафином.
Зависимость массового содержания парафина в нефти от температуры
На рисунке показано, что содержание парафина составляет:
22,7 % масс
при атмосферном давлении (0,1 МПа)
16,3 % масс
при пластовом давлении (19,4 МПа)
Снижение скорости выделения твердой фазы обусловлено наличием растворенного газа при давлениях выше атмосферного.
Влияние компонентного состава на температуру насыщения нефти парафином
Одним из ключевых факторов, влияющих на процесс образования парафиновых отложений, является температура. В процессе добычи флюида температура снижается, и в результате растворимость парафина в ней уменьшается. Авторами [12] показано, что существуют некоторые параметры и факторы, приводящие к образованию парафина, такие как изменение состава нефти вследствие ее разгазирования, содержания и молекулярной массы парафина, давления, скорости охлаждения, обводненности и т. д.
В данной работе будет рассмотрено влияние компонентного состава нефти на ее температуру насыщения парафином с использованием программного продукта Multiflash. На рис. 3 представлено изменение температуры насыщения нефти парафином при изменении мольной доли компонентов на 1%.
Влияние компонентного состава на температуру насыщения нефти парафином
Результаты анализа показывают, что увеличение содержания углеводородных газов (метана, этана и пропана) приводит к более раннему переходу парафина в твердую фазу. Остальные углеводородные компоненты от бутана до нонана, наоборот, действуют как растворители, замедляя процесс образования парафина [1].
Анализ режима работы газлифтной скважины месторождения Дракон
На основе полученных результатов исследования фазового поведения высокопарафинистой нефти при изменении термобарических условий фундаментного пласта выполнено обоснование режима работы скважины, эксплуатируемой газлифтным способом.
Параметры скважины залежи фундамента представлены в таблице.
Подбор необходимого внутрискважинного оборудования и выбор режима работы скважины были выполнены с использованием программного комплекса PIPESIM на основе построенной модели фазового поведения высокопарафинистой нефти, исследуемой в программе Multiflash 6.1.
В процессе добычи начальное пластовое давление снижается до 19,4 МПа. Для обеспечения скважины дополнительной энергией для подъема жидкости до устья скважины и достижения запланированного дебита (100 м3/сутки), необходимо использовать механические способы эксплуатации скважин, в нашем случае — газлифтный способ.
В процессе добычи начальное пластовое давление снижается до 19,4 МПа. Для обеспечения скважины дополнительной энергией для подъема жидкости до устья скважины и достижения запланированного дебита (100 м3/сутки), необходимо использовать механические способы эксплуатации скважин, в нашем случае — газлифтный способ.
На рис. 4 представлена характеристика системы пласт-скважина с использованием газлифта. При давлении закачки сжатого попутно-нефтяного газа 10 МПа и его расходе 20000 м3/сутки обеспечивается планируемый дебит по жидкости (100 м3/сут). На графике также указана линия, соответствующая давлению насыщения нефти газом.
Характеристика системы пласт-скважина с использованием газлифта
После создания моделей газлифтной скважины и течения высокопарафинистой нефти, мы можем смоделировать различные гипотетические сценарии эксплуатации, такие как снижение пластового давления, увеличение обводненности и т.д. и впоследствии оценить наиболее эффективные варианты режимы работы газлифтной скважины (рис. 5).
Профиль распределения давления и температуры газлифтной скважины залежи фундамента
На рис. 6 показано влияние роста обводненности добываемой скважинной продукции на изменение дебита газлифтной скважины по жидкости. Установлено, что с ростом обводненности до точки инверсии фаз (в диапазоне от 50 до 60% обводненности), наблюдается увеличение вязкости водонефтяной эмульсии, что приводит к снижению дебита газлифтной скважины по жидкости. При обводненности свыше 60% наблюдается рост дебита скважины.
Влияние роста обводненности добываемой скважиной продукции на изменение дебита газлифтной скважины по жидкости
Основной целью закачки попутно-нефтяного газа при газлифтном способе эксплуатации скважины является снижение плотности газожидкостной смеси. Это приводит к уменьшению вертикальной (гидростатической) составляющей градиента давления и, в конечном итоге, к увеличению депрессии на продуктивный пласт.
Использование функции системного анализа для оценки влияния изменения объемного расхода закачки попутно-нефтяного газа на дебит газлифтной скважины по жидкости позволяет определить эффективные режимы работы скважины при увеличении обводненности. Согласно полученным результатам выбора эффективного режима работы газлифтной скважины при добыче обводненной скважинной продукции установлено, что дебит газлифтной скважин по жидкости увеличивается с ростом скорости закачки газа до точки, после которой дебит скважины остается постоянным.
Использование функции системного анализа для оценки влияния изменения объемного расхода закачки попутно-нефтяного газа на дебит газлифтной скважины по жидкости позволяет определить эффективные режимы работы скважины при увеличении обводненности. Согласно полученным результатам выбора эффективного режима работы газлифтной скважины при добыче обводненной скважинной продукции установлено, что дебит газлифтной скважин по жидкости увеличивается с ростом скорости закачки газа до точки, после которой дебит скважины остается постоянным.
Методика определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке попутно-нефтяного газа
Газовая и жидкая фазы состоят из различных компонентов, таких как метан, этан, пропан и другие углеводороды. В большинстве научных работ углеводородные жидкости рассматриваются как два псевдо-компонента, включая в себя нефть и газ с постоянным составом. Следовательно, расчеты выполняются на основе упрощенных уравнений black-oil. В стандартной модели black-oil газ может растворяться в нефтяной фазе, а PVT-свойства углеводородных фаз представляют единую функцию давления и температуры. Следовательно, свойства нефти и газа, такие как плотность, вязкость и удельный объем, рассчитываются экспериментальными корреляциями при каждом значении давления и температуры. Эмпирические корреляции применяются для расчета содержания растворенного газа в нефтяной фазе.
Проведенный литературный обзор показал, что исследование работы газлифтной скважины чаще всего проводится по стандартной модели black-oil. Это приводит к существенной погрешности вследствие неучета изменения состава нефти при изменении термобарических условий и закачке попутно-нефтяного газа.
Компонентные составы исходной нефти и закачиваемого попутно-нефтяного газа представлены в таблице.
Компонентные составы исходной нефти и закачиваемого попутно-нефтяного газа представлены в таблице.
При изучении изменения компонентного состава нефти использовался метод Katz (метод разделения C7 + на отдельные псевдо-компоненты):
— мольная доля C7+;
n — число атомов углерода псевдо-компонента;
zn — мольная доля псевдо-компонента с числом атомов углерода n;
n+ — последний углеводородный компонент в группе C7+ с числом атомов углерода n, такой как 12+;
zn — мольная доля псевдо-компонента с числом атомов углерода n;
n+ — последний углеводородный компонент в группе C7+ с числом атомов углерода n, такой как 12+;
— измеренный молекулярный вес и удельный вес C7+;
— молекулярный вес и удельный вес псевдо-компонента с n атомами углерода.
По известному компонентному составу углеводородной системы при заданных значениях давления и температуры выполняются расчеты для определения мольной доли газовой nv и жидкой фаз nL в смеси, а также компонентного состава жидкой xi и газовой фаз yi.
Этапы вычислений для определения nL, nv, yi и xi углеводородной смеси с известным общим составом zi и характеризующейся набором равновесных отношений Ki, суммируются на следующих этапах:
Этапы вычислений для определения nL, nv, yi и xi углеводородной смеси с известным общим составом zi и характеризующейся набором равновесных отношений Ki, суммируются на следующих этапах:
Этап 1: Определение мольной доли газовой фазы nv.
Предположим, что значение nv равно:
где (nv)new — это новое значение nυ, которое будет использоваться для следующей итерации. Эта процедура повторяется с новым значением nυ до тех пор, пока не будет достигнута сходимость:
Этап 2: Определение мольной доли жидкой фазы nL.
Равновесное отношение (уравнение Standing):
Параметр характеристики:
где Tbi, Pci — справочные значения критических давлений и температур кипения i —компонента.
Этап 3: Определение компонентного состава жидкой фазы «xi».
Учитывая nv и nL, рассчитаем состав жидкой фазы по следующему уравнению:
Этап 4: Определение компонентного состава газовой фазы «yi».
При закачке газовой смеси в скважину с удельным расходом Rг и планируемым дебитом по жидкости Qж поток газа через газлифтный клапан рассчитывается по формуле:
Количество молей закачиваемого через газлифтный клапан газа рассчитывается по формуле:
где:
z — коэффициент сверхсжимаемости реального газа, z≈1 (данный параметр может быть определен графическим способом по известным приведенным давлению и температуре с помощью графика Брауна-Катца);
nгазлифт — число молей закачиваемого газа;
P — давление газа на глубине закачки, атм;
V — объем закачиваемого газа, л;
T — температура газа на глубине закачки, К;
R — газовая постоянная (0,0821 л·атм/моль·K).
Значения температуры и давления для расчета количество закачиваемого газа получены из результатов анализа профиля P-T в программе PIPESIM.
z — коэффициент сверхсжимаемости реального газа, z≈1 (данный параметр может быть определен графическим способом по известным приведенным давлению и температуре с помощью графика Брауна-Катца);
nгазлифт — число молей закачиваемого газа;
P — давление газа на глубине закачки, атм;
V — объем закачиваемого газа, л;
T — температура газа на глубине закачки, К;
R — газовая постоянная (0,0821 л·атм/моль·K).
Значения температуры и давления для расчета количество закачиваемого газа получены из результатов анализа профиля P-T в программе PIPESIM.
Этап 5: Определение нового состава газовой фазы.
Получаем h — отношение числа молей закачиваемого газа к числу молей нефти в единицу времени:
где — компонентный состав газовой фазы i - компонентa с учетом закачиваемого газлифта; — компонентный состав газовой фазы i - компонентa в закачиваемом газе.
Результат расчета представлен в таблице
Исходя из полученных результатов расчета изменения компонентного состава газожидкостной смеси, выполнено определение изменения температуры насыщения нефти парафином
Зависимость температуры насыщения нефти парафином от давления
В результате проведенного анализа установлено, что при снижении давления по стволу скважины температура насыщения нефти парафином снижается.
Такое изменение температуры насыщения нефти парафином объясняется ранее установленной зависимостью: уменьшение содержания углеводородных газов в нефти (метана, этана и пропана) приводит к более медленному переходу парафина в твердую фазу, при этом остальные углеводородные компоненты от бутана до нонана, наоборот, действуют как растворители, замедляя процесс образования парафина.
Согласно полученным профилям распределения давления и температуры по стволу скважины установлено, что глубина, соответствующая началу образования парафиновых отложений в скважине, составляет от 300 до 400 м от устья скважины.
Согласно полученным профилям распределения давления и температуры по стволу скважины установлено, что глубина, соответствующая началу образования парафиновых отложений в скважине, составляет от 300 до 400 м от устья скважины.
1. На основе полученных результатов исследования фазового поведения высокопарафинистой нефти при изменении термобарических условий фундаментного пласта выполнено обоснование режима работы скважины, эксплуатируемой газлифтным способом с использованием продукта компании Schlumberger-PIPESIM. Исследовано влияние роста обводненности добываемой скважинной продукции на изменение дебита газлифтной скважины по жидкости. Определен эффективный режим работы газлифтной скважины. Установлено, что дебит газлифтной скважин по жидкости увеличивается с ростом скорости закачки газа до точки, после которой дебит скважины остается постоянным.
Разработана методика определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке попутно-нефтяного газа. Исходя из полученных результатов расчета изменения компонентного состава газожидкостной смеси, выполнено определение изменения температуры насыщения нефти парафином и определена глубина начала образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
Разработана методика определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке попутно-нефтяного газа. Исходя из полученных результатов расчета изменения компонентного состава газожидкостной смеси, выполнено определение изменения температуры насыщения нефти парафином и определена глубина начала образования асфальтосмолопарафиновых отложений.
1. На основе построенной модели пластовой нефти в программном продукте Multiflash 6.1 исследовано влияние изменения компонентного состава пластовой высокопарафинистой нефти на условия и характер образования в ней парафина. Согласно полученным результатам моделирования выявлено, что моделируемое значение температуры насыщения нефти парафином соответствует экспериментальному значению этого параметра и составляет 44,3°С.
2. Результаты анализа влияния компонентного состава нефти на температуру насыщения ее парафином показали, что увеличение содержания углеводородных газов (метана, этана и пропана) приводит к более раннему переходу парафина в твердую фазу. Остальные углеводородные компоненты от бутана до нонана, наоборот, действуют как растворители, замедляя процесс образования парафина.
3. Использование функции системного анализа для оценки влияния изменения объемного расхода закачки попутно-нефтяного газа на дебит газлифтной скважины по жидкости при росте обводненности позволяет определить эффективные режимы работы скважины.
4. Разработана методика определения изменения компонентного состава нефти при использовании в качестве рабочего агента попутно-нефтяного газа в газлифтной скважине. В результате проведенного анализа режима работы газлифтной скважины на месторождении Дракон установлено, что при снижении давления в процессе подъема скважинной жидкости по стволу скважины температура насыщения нефти парафином снижается. Глубина, соответствующая началу образования парафиновых отложений в газлифтной скважине, составляет от 300 до 400 м от устья скважины.
2. Результаты анализа влияния компонентного состава нефти на температуру насыщения ее парафином показали, что увеличение содержания углеводородных газов (метана, этана и пропана) приводит к более раннему переходу парафина в твердую фазу. Остальные углеводородные компоненты от бутана до нонана, наоборот, действуют как растворители, замедляя процесс образования парафина.
3. Использование функции системного анализа для оценки влияния изменения объемного расхода закачки попутно-нефтяного газа на дебит газлифтной скважины по жидкости при росте обводненности позволяет определить эффективные режимы работы скважины.
4. Разработана методика определения изменения компонентного состава нефти при использовании в качестве рабочего агента попутно-нефтяного газа в газлифтной скважине. В результате проведенного анализа режима работы газлифтной скважины на месторождении Дракон установлено, что при снижении давления в процессе подъема скважинной жидкости по стволу скважины температура насыщения нефти парафином снижается. Глубина, соответствующая началу образования парафиновых отложений в газлифтной скважине, составляет от 300 до 400 м от устья скважины.
1. Александров А.Н., Кищенко М.А., Рогачев М.К. Моделирование образования твердых органических частиц в высокопарафинистой пластовой нефти // Инженер-нефтяник. 2018. №2. С. 42–49.
2. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: Недра, 2006. 296 с.
3. Андриасов Р.С., Оськин И.А. Кристаллизация парафина из искусственных растворов // Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти. Труды МИНХ и ГП. 1972. Вып. 99. С. 77–81.
4. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 240 с.
5. Глущенко В.Н., Силин В.Н., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия. М.: Интерконтракт Наука, 2009. 480 с.
6. Azevedo L.F.A., Teixeira A.M. A critical review of the modeling of wax deposition mechanisms // Petroleum Science and Technology, 2003, issue 21, pp. 393–408. DOI: 10.1081/LFT-120018528. (In Eng.).
7. Berne-Allen Jr. A., Work L.T. Solubility of refined paraffin waxes in petroleum fractions // Industrial & Engineering Chemistry, 1938, issue 30 (7), pp. 806–812. DOI:10.1021/ie50343a019. (In Eng.).
8. Burger E.D., Perkins T.K., Striegler J.H., 1981. Studies of wax deposition in the trans-Alaska pipeline // Journal of Petroleum Technology, 1981, vol. 33, issue 6, pp. 1075–1086. DOI:/10.2118/8788-PA. (In Eng.).
9. Correra S., Fasano A., Fusi L., Merino-Garcia D. Calculating deposit formation in the pipelining of waxy crude oils // Meccanica, 2007, vol. 42, pp. 149–165. DOI: 10.1007/s11012-006-9028-4. (In Eng.).
10. Fadairo A., Ameloko A., Ako C., Duyilemi O. Modeling of wax deposition during oil production using a two-phase flash calculation // Petroleum & Coal, 2010, vol. 52, issue 3, pp. 193–202. (In Eng.).
11. Fusi L. On the stationary flow of a waxy crude oil with deposition
mechanisms // Nonlinear Analysis, 2003. vol. 53, issue 3, pp. 507–526. DOI: 10.1016/S0362-546X(02)00315-2. (In Eng.).
12. Hunt E.B.J. Laboratory study of paraffin deposition // SPE Journal of Petroleum Technology, 1962, vol. 14, issue 11, pp. 1259–1269. (In Eng.).
13. Lake L.W., Kohse B.F., Fanchi J.R., Nghiem L.X. Petroleum Engineering Handbook: Volume I General Engineering. SPE, Texas, USA, 2006, pp. 397–453. (In Eng.).
14. Leiroz A.T., Azevedo L.F.A. Studies on the mechanisms of wax deposition in
pipelines. Offshore Technology Conference. Houston, Texas, USA, 2005, pp. 27–32. DOI: 10.4043/17081-MS
15. Schumberger PIPESIM [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.sis.slb.ru/pipesim/ (дата обращения 15.04.18).
16. Solaimany Nazar A.R., Dabir B., Islam M.R. A multi-solid phase
thermodynamic model for predicting wax precipitation in petroleum
mixtures // Energy Sources, 2005, vol. 27, issue 1-2, pp. 173–184. DOI: 10.1080/00908310490448253. (In Eng.).
17. Pedersen K.S., Fredenslund A., Thomassen P. Properties of oils and natural gases (vol. 5). Houston: Gulf Pub. Co., Book Division, 1989, 385 p. (In Eng.).
2. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: Недра, 2006. 296 с.
3. Андриасов Р.С., Оськин И.А. Кристаллизация парафина из искусственных растворов // Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти. Труды МИНХ и ГП. 1972. Вып. 99. С. 77–81.
4. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 240 с.
5. Глущенко В.Н., Силин В.Н., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия. М.: Интерконтракт Наука, 2009. 480 с.
6. Azevedo L.F.A., Teixeira A.M. A critical review of the modeling of wax deposition mechanisms // Petroleum Science and Technology, 2003, issue 21, pp. 393–408. DOI: 10.1081/LFT-120018528. (In Eng.).
7. Berne-Allen Jr. A., Work L.T. Solubility of refined paraffin waxes in petroleum fractions // Industrial & Engineering Chemistry, 1938, issue 30 (7), pp. 806–812. DOI:10.1021/ie50343a019. (In Eng.).
8. Burger E.D., Perkins T.K., Striegler J.H., 1981. Studies of wax deposition in the trans-Alaska pipeline // Journal of Petroleum Technology, 1981, vol. 33, issue 6, pp. 1075–1086. DOI:/10.2118/8788-PA. (In Eng.).
9. Correra S., Fasano A., Fusi L., Merino-Garcia D. Calculating deposit formation in the pipelining of waxy crude oils // Meccanica, 2007, vol. 42, pp. 149–165. DOI: 10.1007/s11012-006-9028-4. (In Eng.).
10. Fadairo A., Ameloko A., Ako C., Duyilemi O. Modeling of wax deposition during oil production using a two-phase flash calculation // Petroleum & Coal, 2010, vol. 52, issue 3, pp. 193–202. (In Eng.).
11. Fusi L. On the stationary flow of a waxy crude oil with deposition
mechanisms // Nonlinear Analysis, 2003. vol. 53, issue 3, pp. 507–526. DOI: 10.1016/S0362-546X(02)00315-2. (In Eng.).
12. Hunt E.B.J. Laboratory study of paraffin deposition // SPE Journal of Petroleum Technology, 1962, vol. 14, issue 11, pp. 1259–1269. (In Eng.).
13. Lake L.W., Kohse B.F., Fanchi J.R., Nghiem L.X. Petroleum Engineering Handbook: Volume I General Engineering. SPE, Texas, USA, 2006, pp. 397–453. (In Eng.).
14. Leiroz A.T., Azevedo L.F.A. Studies on the mechanisms of wax deposition in
pipelines. Offshore Technology Conference. Houston, Texas, USA, 2005, pp. 27–32. DOI: 10.4043/17081-MS
15. Schumberger PIPESIM [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.sis.slb.ru/pipesim/ (дата обращения 15.04.18).
16. Solaimany Nazar A.R., Dabir B., Islam M.R. A multi-solid phase
thermodynamic model for predicting wax precipitation in petroleum
mixtures // Energy Sources, 2005, vol. 27, issue 1-2, pp. 173–184. DOI: 10.1080/00908310490448253. (In Eng.).
17. Pedersen K.S., Fredenslund A., Thomassen P. Properties of oils and natural gases (vol. 5). Houston: Gulf Pub. Co., Book Division, 1989, 385 p. (In Eng.).
Нгуен Ван Тханг, аспирант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия.
А.Н. Александров, инженер кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия.
sania.alexandro2012@yandex.ru
М.К. Рогачев, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия.
А.Н. Александров, инженер кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия.
sania.alexandro2012@yandex.ru
М.К. Рогачев, д.т.н., профессор, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия.
Использовались результаты лабораторных исследований физико-химических свойств высокопарафинистой нефти месторождения Дракон (Вьетнам), а также результаты моделирования движения высокопарафинистой нефти по стволу скважины, эксплуатируемой газлифтным способом программном комплексе компании Schlumberger «PIPESIM».
высокопарафинистая нефть, газлифтный способ эксплуатации скважины, температура насыщения нефти парафином, нефтяная дисперсная система
Нгуен Ван Тханг, А.Н. Александров, М.К. Рогачев. Повышение эффективности работы газлифтных скважин в условиях образования органических отложений парафинового типа во внутрискважинном оборудовании на месторождении Дракон // Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 15-18. DOI:10.24411/2076-6785-2019-10074.
13.02.2020
УДК 622.276
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10074
DOI:10.24411/2076-6785-2020-10074
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33