Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в газлифтных скважинах

В данной работе 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, в программном комплексе компании Schlumberger «PIPESIM».

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 [1,2,3,4].

По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. Газлифт – это простой и надежный метод искусственного подъема скважинной жидкости, который обычно используется при разработке морских нефтяных месторождений [5]. Также газлифт - одно из лучших решений для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением при условии, что имеется достаточный запас закачиваемого газа. Сжатый газ закачивается вниз по кольцевому пространству эксплуатационной колонны, поступая в лифтовые (насосно-компрессорные) трубы через газлифтные клапаны. Когда газ поступает в насосно-компрессорную трубу (НКТ), он образует пузырьки и облегчает нефть, уменьшая плотность жидкости, а также понижая забойное давление скважины, создавая депрессию, которое позволяет жидкости течь в ствол скважины.

Температура насыщения нефти парафином зависит от состава нефти, от количества и состава растворенного в ней газа. При эксплуатации газлифтной скважины присутствие нескольких фаз значительно усложняет изучение процесса парафинообразования. Кроме того, для изучения процесса кристаллизации парафина необходимо учитывать взаимодействие между каждой фазой, свойства смеси, определить количество газа по всей длине колонны лифтовых труб. Авторы [7,8,9,10] показывают, что методы определения температуры насыщения нефти парафином основаны на термодинамических фазовых равновесных соотношениях. В этих методах нужно учитывать фугитивность, так как температура насыщения нефти парафином для чистого вещества и для смеси веществ сильно различается. Известные методы исследования процесса парафинообразования при эксплуатации газлифтных скважин не учитывают влияние сжатого закачиваемого газа на температуру насыщения нефти парафином, что впоследствии приводит к значительной ошибке и создает много трудностей. Следовательно, необходимо разработать высокоточную математическую модель для изучения процесса образования органических отложений с целью повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин.

Известные способы борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважин [11,12,13,14] имеют такие недостатки как дорогая стоимость, высокая сложность, не обеспечивают полное удаление асфальтосмолопарафиновых отложений на всем интервале глубин парафинообразования в скважине вследствие того, что состав и объем закачиваемо газа определяются без учета влияния закачиваемого рабочего агента на компонентный состав нефти.

В данной работе на основе термодинамических свойств нефтяных систем разработан алгоритм для определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке попутного нефтяного газа. Составлена технологическая схема для способа предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважин, определен оптимальный состав попутного нефтяного газа для использования в качестве рабочего агента газлифта.

Исходные данные

Объектом исследования является эксплуатируемая газлифтным способом добывающая скважина 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. Пластовое давление залежи фундамента составляет 19,8 МПа, а пластовая температура – 135 ⁰С. Давление насыщения нефти газом – 13,5 МПа.

Нефть залежи фундамента месторождения Дракон является высокопарафинистой (содержание парафина до 25,03 % масс.), смолистой (содержание смол и асфальтенов 3,19 % масс.), высокозастывающей (свыше +30 ⁰С).

Алгоритм для определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке попутного 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 “standard 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 “standard black-oil”. Это приводит к существенной погрешности вследствие не учета изменения состава нефти при изменении термобарических условий и закачке попутного нефтяного газа. В таблице 1 представлены компонентные составы исходной нефти и закачиваемого попутного нефтяного газа.

Таблица 1 – Компонентные составы исходной нефти и закачиваемого попутного 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 [12]:

где:

– мольная доля C₇₊;

n – число атомов углерода псевдо-компонента;

z_n – 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;

Значение T_к, P_к, компонента C_n+ определяются следующим образом:

где

– справочные значения критических давлений и температур кипения i –компонента, – ацентрический фактор.

Расчет компонентного состава при давлении P₁, и температуре T₁ на глубине закачки газа предлагается проводить по следующему алгоритму (рисунок 2).

Рисунок 2 – Схема алгоритма для расчёта изменения компонентного состава при закачке попутного нефтяного газа

РИС. 1. Схема алгоритма для расчета изменения компонентного состава при закачке попутного нефтяного газа

– компонентный состав жидкой фазы i – компонентa

– компонентный состав газовой фазы i – компонентa

– Функция характеристики газовый фазы:

Производная функции:

– новое значение мольной доли газовой фазы:

– компонентный состав газовой фазы i - компонентa с учетом закачиваемого газлифта.

Новый состав газовой фазы, рассчитывается по формуле:

- компонентный состав газовой фазы i – компонентa закачиваемого газлифта,

a – отношение числа молей закачиваемого газа к числу молей нефти в единицу времени.

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

Далее определяют бинарные коэффициенты взаимодействия согласно следующим правилам.

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

Углеводородные компоненты с одинаковой молекулярной массой имеют бинарный коэффициент взаимодействия, равный нулю:

Бинарная матрица коэффициентов взаимодействия является симметричной:

Для системы, содержащей газовые компоненты N₂, CO₂ или CH₄

где:

i – относится к основным компонентам N₂, CO₂, или CH₄, а j - относится к другим углеводородным компонентам бинарной смеси, – приведенная температура_,

Для системы азот-углеводороды:

Для системы метан-углеводороды:

Для системы CO₂-углеводороды:

Приняв процедуру, рекомендованную авторами [12] для расчета бинарных коэффициентов взаимодействия между компонентами, более тяжелыми, чем метан, например, C₂, C₃ :

где n - число атомов углерода компонента C_n

Например:

Остальные определятся следующим образом:

Например:

Затем определяют коэффициенты сжимаемости газовой и жидкой фаз.

Авторы [12,13] предложили следующее уравнение состояния:

где:

Преобразуя уравнение состояния (33), получаем выражение с коэффициентом сжимаемости:

где

Для газовой фазы с учетом

Для жидкой фазы:

Параметры A и B в расчетах для газовой и жидкой фаз обозначаем соответственно: A_г, B_г и A_ж, B_ж.

При решении кубического уравнения (40) с параметрами A_г, B_г для газовой фазы наибольший положительный корень дает коэффициент сжимаемости газовой фазы:

Z^г- наибольший положительный корень

При решении кубического уравнения (40) с параметрами A_ж, B_ж для жидкой фазы наименьший положительный корень дает коэффициент сжимаемости жидкой фазы:

Z^ж- наименьший положительный корень

Далее определяют равновесное отношения “K_i”:

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

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

При расчете компонентного газожидкостной смеси при давлении P₁ и температуре T₁ определяют мольные доли газовой фазы

и жидкой фазы

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 (T₂)

(индекс 1, 2 соответственно первое и второе условия).

Принимая число молей жидкости при температуре равным единице, проводят расчет компонентного состава нефти по предыдущему алгоритму, получают мгновенные мольные доли жидкой и газовой фаз

и соответственно.

Фактическая мольная доля жидкой фазы рассчитывается по формуле:

Аналогично для условий (P₃, T₃) и (P_n, T_n) получают фактическую мольную долю жидкости:

а мольную долю газовый фазы:

где

мольная доля жидкой и газовый фаз при температуре и давлении (P_n, T_n).

Исходя из полученных результатов расчета, изменяя компонентный состав газожидкостной смеси при закачке попутного 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 P-T в программе PIPESIM. Выделение из нефти твердых АСПО веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином, поэтому глубина начала интенсивного образования отложений соответствует пересечению кривых распределения температуры потока и температуры насыщения нефти парафином в скважине.

Таблица 2 – Изменения температуры насыщения нефти парафином

Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в газлифтных скважинах

Предлагаемый нами способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин осуществляется в следующей последовательности (рисунок 3). Для газлифтной скважины-кандидата, входящей в осложненный фонд по причине образования АСПО, получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутного нефтяного газа (ПНГ).

Рисунок 3 – Технологическая схема способа

В качестве рабочего агента газлифта рассматривается попутный нефтяной газ, предварительно очищенный от сероводорода и углекислого газа. Закачиваемый попутный нефтяной газ подбирается определенного состава, c учётом состава и свойств скважинной продукции и их изменения при смешении с рабочим агентом, с целью снижения температуры кристаллизации парафина и интенсивности его образования. Состав и количество закачиваемого попутного нефтяного газа подбирается следующим образом. Первоначально рассматривается вариант закачки очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава, включающего в себе легкие фракции от CH₄ до C₄H₁₀ и более тяжелые от C₅H₁₂ до C₁₁H₂₄. 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 по высшему прилагаемому алгоритму (рисунок 2).

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. На рисунке 3 показан результат определения оптимального состава закачиваемого рабочего агента.

Рисунок 3 – Изменение глубины образования парафина в лифтовых трубах скважины при оптимальном составе закачиваемого рабочего агента

Выводы

1. На основе термодинамических свойств нефтяных систем разработан алгоритм для определения изменения компонентного состава нефти в газлифтной скважине при закачке в нее в качестве рабочего агента попутного нефтяного газа. 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.

2. Составлена технологическая схема для способа предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации скважин, определен оптимальный состав попутного нефтяного газа для использования в качестве рабочего агента газлифта, обеспечивающий снижение вероятности и интенсивности образования этих отложений в скважине.

Список литературы

1. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – Недра, 2006. – 296 с.

2. Андриасов Р.С., Оськин И.А. Кристаллизация парафина из искусственных растворов //Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти: Тр. МИНХ и ГП. – М.: Недра, 1972. – Вып.99. – С.77-81.

3. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. – 2010. – 240 с.

4. Глущенко В.Н., Силин В.Н., Герин Ю.Г. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия //М.: Интерконтракт Наука. – 2009. – 480 с.

5. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. – Нефть и газ, 2003. – 817 с.

6. Berne-Allen, Jr., A., & Work, L. T. 1938. Solubility of refined paraffin waxes in petroleum fractions. Industrial & Engineering Chemistry, 30(7): p. 806-812.

7. Fleyfel, F., W. Meng, and O. Hernandez. "Production of Waxy Low Temperature Wells with Hot Gas Lift." SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2004.

8. Hansen, Jens H., et al. "A thermodynamic model for predicting wax formation in crude oils." AIChE Journal 34.12 (1988): 1937-1942.

9. Lake, L. W., Kohse, B. F., Fanchi, J. R., & Nghiem, L. X. 2006. Petroleum Engineering Handbook: Volume I General Engineering. SPE, Texas, USA: p. 397-453.

10. Lira‐Galeana, C., Abbas Firoozabadi, and John M. Prausnitz. "Thermodynamics of wax precipitation in petroleum mixtures." AIChE Journal 42.1 (1996): 239-248.

11. Mahmudi, M., and M. Taghi Sadeghi. "Performance analysis of compositional and modified black-oil models for a gas lift process." Oil & Gas Science and Technology–Revue d’IFP Energies nouvelles 68.2 (2013): 319-330.

12. Pedersen, K.S., Fredenslund, A. and Thomassen, P., 1989. Properties of oils and natural gases (Vol. 5). Gulf Pub Co. 385 p.

13. Schou Pedersen, Karen, Per Skovborg, and Hans Petter Roenningsen. "Wax precipitation from North Sea crude oils. 4. Thermodynamic modeling." Energy & Fuels 5.6 (1991): 924-932.

14. Sevic, Snezana, and Branko Grubac. "Simulation of temperature-pressure profiles and wax deposition in gas-lift wells." Chemical Industry and Chemical Engineering Quarterly 23.4 (2017): 537-545 p.

15. Weingarten, J. S., and J. A. Euchner. "Methods for predicting wax precipitation and deposition." SPE Production Engineering 3.01 (1988): 121-126 p.

16. Won, K. W. "Thermodynamics for solid solution-liquid-vapor equilibria: wax phase formation from heavy hydrocarbon mixtures." Fluid Phase Equilibria 30 (1986): 265-279 p.