Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (аспо) в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предотвращения образования отложений на нефтедобывающем оборудовании парафина и других составляющих углеводородного сырья, например асфальтосмолопарафиновых композиций, при его добыче и транспортировке. Способ включает закачку рабочего агента в межтрубное пространство скважины. Получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа, далее изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций. Затем проводят сравнение показателей и выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином. Повышается эффективность эксплуатации газлифтных скважин, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями, увеличивается межремонтный период их работы. 2 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предотвращения отложений парафина во внутрискважинном оборудовании.

Известен способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтегазодобывающих скважинах (авторское свидетельство SU №124896, опубл. 01.01.1959 г.) путем спуска в скважину насосно-компрессорных труб и применения выкидных линий с предварительно нанесенным защитным покрытием. Рекомендуются к применению гладкие диэлектрические покрытия, материалом которого являются пластические массы (винипласт, полиэтилен и др.).

Недостатками изобретения является высокая сложность в изготовлении насосно-компрессорных труб (НКТ) с защитным покрытием, хрупкость и слабое сцепление (адгезия) покрытия с металлом, а также высокая вероятность их повреждения при транспортировке и проведении спускоподъемных операций при текущем (капитальном) ремонте скважин.

Известен способ предотвращения отложения асфальтосмолопарафиновых веществ в оборудовании скважины (патент RU №2029855, опубл. 27.02.1995 г.) путем разделения на забое скважинной продукции на нефтяную и водную компоненты. Водную компоненту используют в качестве гидрофилизирующего раствора. Откачку начинают с водной компоненты. Она создает на поверхности оборудования гидрофильную пленку. Затем откачивают нефтяную компоненту. Откачку водной и нефтяной компонент чередуют для восстановления гидрофильной пленки.

Недостатками способа являются высокая сложность в проведении операции по гидрофилизации внутренней поверхности НКТ и малый срок действия гидрофильной пленки на поверхности оборудования по причине ее постоянного отмыва скважинной продукцией.

Известен способ борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважины (авторское свидетельство SU №1680954, опубл. 30.01.1991 г.), включающий подачу рабочего агента по трубопроводу в скважину и закачку конденсата в затрубное пространство дозированными порциями с непрерывным расходом, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности его за счет предотвращения формирования отложений парафина при одновременном снижении затрат на реализацию его, перед закачкой конденсата в него дополнительно вводят ингибитор парафинистых отложении, причем конденсат и ингибитор парафинистых отложений закачивают в трубопровод для подачи рабочего агента в виде аэрозоля.

Недостатками способа являются необходимость проведения дополнительных лабораторных исследований по выбору и оценке эффективности ингибиторов парафиноотложений. Кроме этого, в качестве закачиваемой в скважину газовой смеси предложено использовать смесь углеводородного газа, выделяющийся из пластовой жидкости, и воздуха. С одной стороны, окислительное действие кислорода на компоненты нефти приводит к образованию в НКТ стабильной водонефтяной эмульсии, для разрушения которой требуется дополнительное применение химических и тепловых способов; с другой стороны, при сепарации также возможно образование пожаровзрывоопасной смеси углеводородного газа и воздуха.

Известен способ ликвидации и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтегазодобывающих скважинах (патент RU №2248442, опубл. 10.09.2003 г.) при котором с целью предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине на глубине образования отложений в скважину погружают нагревательную систему, состоящую из линейного нагревательного элемента в виде металлического проводника, питающей жилы и замыкателя тока между ними в головной части. Замыкатель представляет собой локальный нагреватель, при помощи которого осуществляют нагрев при погружении нагревательной системы в скважину, что позволяет проходить пробки, образованные отложениями. После погружения осуществляют преимущественно попутный нагрев путем замыкания цепи тока, образованной металлическим проводником и питающей жилой, для этого замыкающий элемент имеет падающую зависимость сопротивления от роста температуры.

Недостатком данного способа является отсутствие контроля температуры в процессе работы нагревательной системы и, как следствие, возможный перегрев замыкателя и жилы линейного нагревательного элемента, ее дальнейший электрический пробой и выход из строя нагревательной системы, т.е. снижение надежности работы нагревательной системы в целом. Также другим недостатком способа является то, что замыкатель в силу своей конструкции имеет диаметр, близкий к внутреннему диаметру НКТ, поэтому опущенный в НКТ скважины нагревательный элемент будет препятствовать потоку скважинной жидкости при добыче, так как значительно снижается сечение НКТ и, следовательно, невозможность работы нагревательной системы при длительной работе в скважине.

Известен способ борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважины (авторское свидетельство SU №1219789, опубл. 23.03.1986 г.) принятый за прототип, включающий закачку конденсата вместе с рабочим агентом в скважину по следующему технологическому процессу: конденсат из емкости через дозаторный насос с расходом, определяемым по формуле, закачивается в межтрубное пространство газлифтной скважины

С=550+12(к-7),

где С - расход закачиваемого конденсата на 1 т добываемой нефти, г; к - процентное содержание парафина в добываемой нефти.

Недостатком способа является необходимость в проведении непрерывной или периодической закачки конденсата вместе с рабочим агентом в скважину, он не обеспечивает полное удаление асфальтосмолопарафиновых отложений на всем интервале глубин парафинообразования в скважине вследствие того, что объем закачиваемого конденсата определяется без учета определения глубины образования парафиновых отложений.

Технический результат от использования изобретения заключается в повышении эффективности эксплуатации газлифтных скважин, осложненных образованием АСПО в лифтовых трубах, снижении их вынужденного простоя для проведения очистных работ и увеличении межремонтного периода работы за счет принятия дополнительных мер по предупреждению и снижению интенсивности образования этих отложений.

Технический результат достигается тем, получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру Т1 насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа, далее изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций, затем проводят сравнение показателей Т2 и Т1, если Т2>Т1, заново изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого рабочего агента и повторяют определение температуры Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования, если Т2<Т1, принимают полученную температуру как новый исходный вариант, затем проверяют условие возможности обеспечения требуемого соотношения фракций исходя из компонентного состава ПНГ, если условие возможности подтверждают, то повторяют данную процедуру для другого варианта соотношений легких и тяжелых фракций, если не подтверждают, тогда выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином.

Способ поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - график изменения температуры насыщения нефти парафином;

фиг. 2 - график определения глубины образования парафина;

фиг. 3 - технологическая схема способа;

фиг. 4 - схема алгоритма для расчета изменения компонентного состава при закачке попутного нефтяного газа.

Способ осуществляется в следующей последовательности (фиг. 3). Для газлифтной скважины-кандидата, входящей в осложненный фонд по причине образования АСПО, получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа (ПНГ).

В качестве рабочего агента газлифта рассматривается попутный нефтяной газ, предварительно очищенный от сероводорода и углекислого газа. Закачиваемый попутный нефтяной газ подбирается определенного состава, с учетом состава и свойств скважинной продукции и ее изменении при смешении с рабочим агентом, с целью снижения температуры кристаллизации парафина и интенсивности его образования.

Состав и количество закачиваемого попутно-нефтяного газа подбирается следующим образом. Первоначально рассматривается вариант закачки очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава, включающего в себе легкие фракции от СН₄ до С₄Н₁₀ и более тяжелые от С₅Н₁₂ до С₁₁Н₂₄. Далее для этого варианта определяют температуру насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа.

Учет изменения компонентного состава происходит следующим способом:

Компонентный состав газожидкостной смеси при давлении P₁ и температуре Т₁

где z_i - общий состав i - компонента

x_i - компонентный состав жидкой фазы i - компонента

- компонентный состав газовой фазы i - компонента с учетом закачиваемого газлифта

n_г - мольная доля газовой фазы

n_ж - мольная доля жидкой фазы, n_ж=1-n_г

а - отношение числа молей закачиваемого газа к числу молей нефти в единицу времени

K_i - равновесное отношения i - компонента

K_i зависит от соотношения фугитивностей жидкой и газовой фаз. В свою очередь фугитивность является функцией компонентного состава.

Проведен расчет компонентного газожидкостной смеси при давлении Р₁, и температуре Т₁ получили мольную долю газовой фазы n_г1, жидкой фазы n_ж1, n_ж1=1-n_г1

Принятый компонентный состав жидкой фазы x_i получен из расчета при первой температуре (T₁) в качестве исходного общего состава z_i при расчете для условий второй температуры (Т₂)(z_i2=x_i1), (индекс 1, 2 соответственно первое и второе условия)

Считают число молей жидкости при температуре Т=Т₂ равным единице, проводится расчет компонентного состава нефти по предыдущему алгоритму, получают мгновенные мольные доли жидкой и газовой фаз n_ж2(м), n_г2(м) соответствено. Фактическая мольная доля жидкой фазы рассчитывается по формуле:

Аналогично для условий (Р₃, Т₃) и (P_n, Т_n) получают фактическую мольную долю жидкости:

а мольную долю газовый фазы

где n_жn, n_гn мольная доля жидкой и газовый фаз при температуре и давлении (Р_n, Т_n).

Исходя из полученных результатов расчета изменения компонентного состава газожидкостной смеси при закачке попутно-нефтяного газа, определяют изменение температуры насыщения нефти парафином путем использования известных программных продуктов, позволяющих изучить процесс образования парафиновых отложений в скважине, таких как Multiflash, Flow Assurance OLGA, LedaFlow Software. Температура насыщения нефти парафином при газлифтном способе эксплуатации скважины является функцией, зависящей от давления, температуры флюида, компонентного состава нефти, расхода и состава закачиваемого попутно-нефтяного газа. Кривые распределения давления и температуры потока получены из результатов анализа профиля Р-Т в программе PIPESIM. Выделение из нефти твердых АСПО веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином, поэтому глубина начала интенсивного образования отложения (фиг. 2) соответствует пересечению кривых распределения температуры потока и температуры насыщения нефти парафином в скважине (фиг. 1).

Полученная температура насыщения нефти парафином будет являться исходной точкой для сравнения с последующими вариантами.

Следующим шагом меняем соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и проводим расчет по вышеуказанной методике. Получаем новое значение температуры насыщения нефти парафином.

Проделав процедуру для различных соотношений легких и тяжелых фракций, выбираем самый оптимальный вариант исходя из требуемого количества расхода рабочего агента и наиболее низкой температуры насыщения нефти парафином.

Способ поясняется следующими примерами.

Для условий газлифтной скважины с пластовым давлением 19,2 МПа и пластовой температурой 135°С. Давление насыщения нефти газом - 13,5 МПа. Представлен результат подбора оптимального состава закачиваемого рабочего агента. При этом давление закачки попутно-нефтяного газа составляет 10 МПа и его расход 20000 м³/сутки обеспечивается планируемый дебит по жидкости (100 м³/сут). В таблице 1 представлены компонентные составы исходной нефти и закачиваемого попутно-нефтяного газа.

Далее исходя из исходных данных определяют глубины образования асфальтосмолопарафиновых отложений в газлифтной скважине на основе расчета температуры насыщения нефти парафином с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа.

Если данные компонентного состава пластовой жидкости не разделены на отдельные углеводородные составляющие, то необходимо выполнить перераспределение этих компонентов на отдельные псевдо-компоненты по методу Katz:

где

z_C7+ - мольная доля С₇₊;

n - число атомов углерода псевдо-компонента;

z_n - мольная доля псевдо-компонента с числом атомов углерода n;

n+ - последний углеводородный компонент в группе С₇₊ с числом атомов углерода n, такой как 12+;

М_C7+, γ_C7+ - измеренный молекулярный вес и удельный вес С₇₊;

M_n, γ_n - молекулярный вес и удельный вес псевдо-компонента с n атомами углерода.

Значение Т_к, Р_к, ω компонента С_n+ определяются следующим образом:

где T_кi, Р_кi, - справочные значения критических давлений и температур кипения i - компонента, ω - ацентрический фактор.

Затем проводится расчет компонентного состава при давлении Р₁, и температуре Т₁ на глубине закачки газа с использованием следующего алгоритма (фиг. 4).

x_i - компонентный состав жидкой фазы i - компонента

y_i - компонентный состав газовой фазы i - компонента

ƒ(n_ν) - Функция характеристики газовый фазы:

Производная функции:

(n_г)_н - новое значение мольной доли газовой фазы:

- компонентный состав газовой фазы i - компонента с учетом закачиваемого газлифта.

а - отношение числа молей закачиваемого газа к числу молей нефти в единицу времени.

При закачке газовой смеси в скважину с удельным расходом R_г и планируемым дебитом по жидкости Q_ж поток газа через газлифтный клапан рассчитывается по формуле:

Количество молей закачиваемого через газлифтный клапан газа рассчитывается по формуле:

где: z_{газлифт} - коэффициент сверхсжимаемости реального закачиваемого газа, z≈1 (Данный параметр может быть определен графическим способом по известным приведенным давлению и температуре с помощью графика Брауна-Катца);

n_{газлифт} - число молей закачиваемого газа;

Р - давление газа на глубине закачки, Па;

V - объем закачиваемого газа, м³;

T - температура газа на глубине закачки, К;

R - газовая постоянная.

Новый состав газовой фазы, рассчитывается по формуле:

Значения температуры и давления для расчета количество закачиваемого газа получены из результатов анализа профиля Р-Т в программе PIPESIM.

Далее определяют бинарные коэффициенты взаимодействия согласно по следующим правилам:

Взаимодействие между двумя углеводородными компонентами увеличивается с увеличением относительной разницы их молекулярных масс.

k_ij<k_i(j+1)

и k_(i+1)j<k_ij

Углеводородные компоненты с одинаковой молекулярной массой имеют бинарный коэффициент взаимодействия, равны нулю.

k_ii=0

Бинарная матрица коэффициентов взаимодействия является симметричной

k_ij=k_ji

Для системы содержит компоненты N₂, СО₂ или СН₄

где:

i - относится к основным компонентам N₂, СО₂, или СН₄, а j относится к другим углеводородным компонентам бинарной смеси, Т_r - приведенная температура Т_r=Т/Т_k

Для азота - углеводороды

δ₀=0,1751787-0,7043log(ω_j)-0,862066[log(ω_i)]²

δ₁=-0,584474+1,328log(ω_j)+2,035767[log(ω_i)]²

δ₂=2,257079+7,869765log(ω_j)+13,50466[log(ω_i)]²+8,3864[log(ω_i)]³

Для метана- углеводороды

δ₀=-0,01664-0,37283log(ω_j)+1,31757[log(ω_i)]²

δ₁=0,48147+3,35342log(ω_j)-1,0783[log(ω_i)]²

δ₂=-0,4114-3,5072log(ω_j)-1,0783[log(ω_i)]²

Для СO₂-углеводороды

δ₀=0,4025636+0,1748927log(ω_j)

δ₁=-0,94812-0,6009864log(ω_j)

δ₂=0,741843368+0,441775log(ω_j)

Приняв процедуру, рекомендованную Petersen (1989) для расчета бинарных коэффициентов взаимодействия между компонентами, более тяжелыми, чем метан, например, С₂, С₃

где n - число атомов углерода компонента С_n.

Например

Остальные kij определится:

Например

Затем определяют коэффициенты сжимаемости газовой и жидкой фаз.

Peng and Robinson предложили следующее уравнение состояния:

где:

Т_r=Т/Т_к

m=0.3796+1.542266ω-0.2699ω² если ω<0.49

m=0.379642+1.48503ω-0.1644ω²+0.016667ω³ если ω>0.49

Переставляя уравнение состояния Peng and Robinson в виде коэффициента сжимаемости, дает

Z³+(B-1)Z²+(A-3B²-2B)Z-(AB-B²-R³)=0

где

Для газовой фазы с учетом

Для жидкой фазы:

Расчет параметров А и В для газовой и жидкой фаз получаем А_г, B_г и А_ж, В_ж

Применить А_г, B_г для газовой фазы:

Z³+(B-1)Z²+(A-3B²-2B)Z-(AB-B²-B³)=0

Решение этого кубического уравнения, наибольший положительный корень дает коэффициент сжимаемости газовой фазы:

Z^г - наибольший положительный корень

Применить А_ж, В_ж для жидкой фазы:

Z³+(R-1)Z²+(A-3B²-2B)Z-(AB-B²-B³)=0

Решение этого кубического уравнения, наименьший положительный корень дает коэффициент сжимаемости жидкой фазы

Z* - наименьший положительный корень

Далее определяют равновесное отношения "К_i"

Используя рассчитанный состав жидкой фазы x_i, определяют коэффициент фугитивности для каждого компонента в жидкой фазе, применяя уравнение:

где

С учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа, используя рассчитанный новый состав газовой фазы, определяют коэффициент фугитивности для каждого компонента в газовой фазе, применяя уравнение:

где

Проведен расчет компонентного газожидкостной смеси при давлении Р₁, и температуре Т₁ получили мольную долю газовой фазы n_г1, жидкой фазы n_ж1, n_ж1=1-n_г1

Принятый компонентный состав жидкой фазы x_i получен из расчета при первой температуре (T₁) в качестве исходного общего состава z_i при расчете для условий второй температуры (Т₂) (z_i2=х_i1). (индекс 1, 2 соответственно первое и второе условия)

Считают число молей жидкости при температуре Т=Т₂ равным единице, проводится расчет компонентного состава нефти по предыдущему алгоритму, получают мгновенные мольные доли жидкой и газовой фаз n_ж2(м), n_г2(м) соответствено. Фактическая мольная доля жидкой фазы рассчитывается по формуле:

n_ж2=1⋅n_ж1⋅n_ж2(м)

Аналогично для условий (Р₃, Т₃) и (Р_n, Т_n) получают фактическую мольную долю жидкости:

а мольную долю газовый фазы

где n_жn, n_гn мольная доля жидкой и газовый фаз при температуре и давлении (Р_n, T_n).

Исходя из полученных результатов расчета изменения компонентного состава газожидкостной смеси при закачке попутно-нефтяного газа по вышеуказанному алгоритму определяют изменение температуры насыщения нефти парафином путем использования известных программных продуктов, позволяющих изучить процесс образования парафиновых отложений в скважине, таких как Multiflash, Flow Assurance OLGA, LedaFlow Software. Температура насыщения нефти парафином при газлифтном способе эксплуатации скважины является функцией, зависящей от давления, температуры флюида, компонентного состава нефти, расхода и состава закачиваемого попутно-нефтяного газа. Кривые распределения давления и температуры потока получены из результатов анализа профиля Р-Т в программе PIPESIM. Выделение из нефти твердых АСПО веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином, поэтому глубина начала интенсивного образования отложения соответствует пересечению кривых распределения температуры потока и температуры насыщения нефти парафином в скважине.

Результат исследования показан, что при оптимальном режиме температура насыщение нефти парафином снижается. (Фиг. 1)

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин с высоким содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений путем снижения простоя скважины и увеличения межремонтного периода работы за счет уменьшения интенсивности образования отложений, снижения температуры и глубины образования АСПО.

Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин, включающий закачку рабочего агента в межтрубное пространство скважины, отличающийся тем, что получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа (ПНГ), который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру Т₁ насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке ПНГ, далее изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру Т₂ насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций, затем проводят сравнение показателей Т₂ и Т₁, если Т₂>Т₁, заново изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого рабочего агента и повторяют определение температуры Т₂ насыщения нефти парафином и глубину его образования, если Т₂<Т₁, принимают полученную температуру как новый исходный вариант, затем проверяют условие возможности обеспечения требуемого соотношения фракций исходя из компонентного состава ПНГ, если условие возможности подтверждают, то повторяют данную процедуру для другого варианта соотношений легких и тяжелых фракций, если не подтверждают, тогда выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином.