Методика определения глубины образования газовых гидратов и АСПО отложений в нефтедобывающей скважине

Авторы разработали и описали методику и алгоритм для определения параметров процесса образования газовых гидратов и асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах на основе измерений давления и температуры. Эти виды образований затрудняют процессы добычи, приводя к авариям и снижению производительности скважин. В статье представлены алгоритмы для определения решения систем обыкновенных дифференциальных уравнений на основе измерений давления газов и жидкости в скважине, газосодержания и температуры потока. Решение данных уравнений позволяет оценить динамику и условия образования отложений газовых гидратов и АСПО в скважинах в зависимости от режима добычи, уравнения состояния газа и нефти, геолого-криологических условий. Результаты вычислительного эксперимента позволяют определять зависимость глубины образования органических отложений от параметров работы добывающей скважины, что может быть использовано для контроля изменения площади потока во всей скважине и при необходимости для предотвращения и удаления образования природных газовых гидратов. Полученные результаты могут быть использованы для прогнозирования условий образования газовых гидратов и АСПО, что, в свою очередь, позволит улучшить понимание процессов в скважинах и оптимизировать технологии добычи углеводородов.

Газогидраты, также известные как клатраты, представляют собой кристаллические соединения, образующиеся из молекул воды (хозяев) и газа (гостя) при определенных условиях температуры и давления. Термодинамические условия для образования газовых гидратов зависят от типа газа, температуры, давления, насыщенности газом, солености воды [1] и компонентного состава других фаз. Гидраты могут быть образованы метаном (CH4), этаном (C2H6), пропаном (C3H8), бутаном (C4H10), углекислым газом (CO2), сероводородом (H2S), азотом (N2) и другими газами в добываемых углеводородах при соответствующих условиях [2]. Природные газовые гидраты, содержащие метан, являются особенно перспективным источником энергии, поскольку 1 м3
гидрата содержит примерно 165 стандартных м3 CH4.

Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты могут образовываться в системах добычи природного газа и нефти с высоким газовым фактором, таких как призабойные зоны, стволы скважин, промысловые трубопроводы и т.д. [3]. Природные гидраты могут образовывать скопления или находиться в диффузионном состоянии [4]. Процессы образования техногенных гидратов природного газа оказывают существенное влияние на эксплуатацию производственных объектов в нефтегазовой отрасли, усложняя технологические процессы, увеличивая энергозатраты и уменьшая межремонтный период работы оборудования.

Накопления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхностях промыслового оборудования и трубопроводов серьезно затрудняют процессы добычи, транспортировки и переработки нефти. Исследования выявили обязательные условия, при которых существует опасность образования АСПО в промысловом оборудовании [5, 6]:

· наличие тяжелых компонентов нефти, способных к агломерации в крупные частицы АСПО;

· освобождение растворенного в нефти газа при снижении давления потока ниже уровня насыщения нефти газом;

· понижение температуры потока ниже точки насыщения нефти парафиновыми углеводородами;

· срывные силы потока, зависящие от его скорости, режима и структуры, ниже сил сцепления внутри отложений [7].

Сложные климатические условия Крайнего Севера, где чаще всего открываются новые месторождения углеводородов, усложняют ситуацию с переохлаждением неземного оборудования и проходящего через него флюида. Дополнительно охлаждают поток многолетнемерзлые породы (ММП), что в комплексе с суровым климатом ухудшает ситуацию с образованием газовых гидратов и асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти и газа [8–10].

Отложение газовых гидратов и АСПО в значительной степени снижают производительность добывающей скважины, снижая рентабельность добычи углеводородов. Агломерация газовых гидратов и АСПО в единое образование еще больше затрудняет эксплуатацию добывающей скважины.

Давление и температура потока при добыче нефти

Термобарические условия внутри скважины оказывают существенное влияние на процесс добычи углеводородов. При этом давление и температура потока внутри скважины являются основными параметрами, влияющими на образование органических отложений [11, 12]. Соответственно, необходимо максимально точно определять данные параметры для прогнозирования процессов отложения парафинов и кристаллогидратов при добыче углеводородов.

Так, в исследовании [13] была представлена методика определения температуры потока внутри скважины. Данная модель основывается на дифференциальных уравнениях теплопроводности, в которых учитывается коэффициент теплопередачи между окружающими породами и потоком в скважине . Значение коэффициента получают с помощью промысловых данных [14]. В ходе экспериментов была подтверждена высокая сходимость полученной термограммы скважины с промысловыми данными. В работах [15, 16] рассматривается конвективный теплообмен для вертикального газожидкостного двухфазного потока углеводородов. Данный поток имитирует движение нефти и газа в добывающей скважине. В ходе лабораторных экспериментов были выявлены зависимости теплопередачи от скорости смеси и структуры потока. Теоретические исследования заключались в разработке комплексной механистической модели теплообмена. Данная модель учитывает характер течения потока: пузырьковая, глобуловая, кольцевая структура. Разработанная модель способна предсказать структуру потока, а далее на основе полученной структуры подсчитать гидродинамику и теплопередачу потока. Результаты сравнения модели и реальных данных показало, что представленная модель рассчитывает коэффициент теплопередачи в пределах 20 %, 30 % и 25 % погрешности для пузырькового, кольцевого и глобулового потока.

Учет таких параметров ММП, как скрытая теплота плавления, эффект подтаивания ММП, миграция воды из зон вблизи скважины к дальним областям, температурный градиент, позволил авторам работы [17] представить новую тепловую модель добывающей скважины. Промысловые испытания модели показали высокую сходимость результатов вычисления с реальными данными.

Таким образом, точное определение термобарических условий внутри скважины позволит лучше предсказывать условия образования газовых гидратов и АСПО, что, в свою очередь, позволит вести бесперебойную добычу углеводородов без выпадения органических отложений в оборудовании.

Методика определения глубин образования газовых гидратов и АСПО в скважине

Алгоритм нахождения глубин образования органических отложений включает в себя следующие пункты:

1. Задаются исходные данные по конструкции скважины и начальные условия добычи, которые получают из промысловых данных;

2. Находятся параметры работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) с поправками на эмульсию и свободный газ;

3. Строится распределение температуры потока в скважине по глубине, учитывая работу УЭЦН [18];

4. По модернизированной методике Поэтмана-Карпентера находится распределение давления по глубине в скважине для эксплуатационной колонны и НКТ;

5. Через глубины значения давлений привязываются к значениям температуры потока. Таким образом, уточняется распределение P(T) в скважине;

6. Далее, через модель работы скважины, находятся истинные параметры работы скважины в представленных условиях. Уточняются: дебит, забойное давление, давление приема;

7. P(T) распределение сравнивается с равновесными условиями гидратообразования, находится глубина начала гидратообразования [19];

8. Термограмма скважины сравнивается с распределением температуры кристаллизации парафина по глубине скважины.

В результате данного алгоритма получаются точные значения начальных глубин образования АСПО и кристаллогидратов. Данный алгоритм может быть модернизирован с помощью введения временной переменной в расчеты, будет учитываться кинетика образования газовых гидратов в присутствии АСПО [20, 21].

В первую очередь находится напорная характеристика УЭЦН на эмульсии в присутствии газа. Давление, создаваемое насосом, находится из паспортных характеристик установленного в скважину насоса. Произведем пересчет на вязкую жидкость по методу Ляпкова П.Д. [22]. Коэффициент быстроходности ступени насоса:

где n – число оборотов насоса, об/мин; Q в опт., Н в. опт. – оптимальный дебит (м3/сут) и напор насоса на воде (Н); z – число ступеней.

Число Рейнольдса потока в каналах центробежно-вихревого электронасоса:

Теперь получим коэффициенты для перерасчета на водовоздушную смесь с помощью соответствующей номограммы на рисунке 1 [23].

Газосодержание находится по формуле (5):

РИС. 1. Номограмма для расчета параметров работы насоса на водовоздушных смесях по известным параметрам работы на воде

Получаем пересчетные коэффициенты по газу. Перемножив их с полученными коэффициентами вязкой жидкости, строим характеристику насоса для реальной эмульсии, которая представлена на рисунке 2.

РИС. 2. Характеристики рассматриваемого насоса на реальной эмульсии

Данные расчеты позволяют нам найти давление, создаваемое насосом, Рнасос для любого дебита скважины, необходимое дальше для расчетов.

Температура потока в любом сечении между кровлей пласта и основанием насоса (температура в эксплуатационной колонне) определяется по формуле (6), температура потока в любом сечении колонны подъемных труб – по формуле (7):

где α – средний угол наклона скважины; Г – температурный градиент, град/м, Нвых – глубина по вертикали подвески насоса, м; Нкп – глубина по вертикали кровли пласта, м; Q – дебит жидкости, м3/сут; dэк. внут – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dНКТ внут – внутренний диаметр НКТ, м.

Повышение температуры на выкиде насоса с учетом всех параметров определяется:

РИС. 3. Распределение температуры потока по длине скважины

Для определения распределения давления в скважине можно использовать модернизированную методику Поэтмана-Карпентера, адаптированную для учета работы установки электрического центробежного насоса. Эта модернизированная методика включает измененные уравнения для учета выделившегося и растворенного газа в колонне насосно-компрессорной трубы после УЭЦН. Расчеты ведутся «сверху-вниз» в колонне НКТ до давления насыщения, а также в эксплуатационной колонне от значения давления на приеме насоса до забойного давления. С помощью метода итерации находим основные параметры работы скважины. Для подсчета дебита скважины также применялась кривая Вогеля для учета работы скважины при давлениях ниже давления насыщения. Представленная методика включает следующие расчеты.

Рассчитываем температуру для давления Pi (МПа) в сечении скважины, давление с определенным шагом распределяется от известного устьевого давления Pу (МПа) и до давления насыщения Р нас (МПа):

где Ту – температура на устье, полученная ранее в расчетах, K; Тпл – температура пласта, K.

Относительная плотность газа по воздуху:

Приведенные давления и температуры находим по формулам:

Находим коэффициент сжимаемости нефтяного газа:

где Уазот – мольное содержание азота в долях.

Находим параметры, необходимые для расчета объема выделившегося газа:

Находится коэффициент сепарации насоса по формуле 14:

Удельный объем выделившегося газа, учитывая, что в насос уже попал газ с коэффициентом сепарации:

Для определения коэффициента объемного расширения нефти необходимо предварительно вычислить удельное приращение объема нефти, обозначенное как λ(Т), и температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти, обозначенный как αн. После этого можно рассчитать итоговый коэффициент объемного расширения:

Находим удельный объем смеси при данных давлениях и температурах:

Проводим численное интегрирование и получаем распределение давления по длине НКТ. Распределение давления в эксплуатационной колонне рассчитывается таким же образом, только расчет ведется начиная от значения давления приема Рпр, которое получается путем вычета давления, создаваемого насосом Рнасос, из давления выкида Рвык, которое получается из расчета распределения давления по НКТ.

После первого расчета давлений на определенных глубинах с использованием математического метода интерполяции, новые значения температур, полученные из расчета температуры по длине скважины, привязываются к данным значениям давлений. Затем эти новые значения температур заменяют исходные, и процесс расчета повторяется для получения более точных значений давления. Многократные итерации выполняются для нахождения точного распределения давления по глубине НКТ и эксплуатационной колонне, из которого мы получаем истинное забойное давление Рзаб.

Далее, через коэффициент продуктивности скважины Кпрод, находится истинный дебит скважины, а не заданный в исходных данных. Также при расчетах вводится поправка Вогеля, которая учитывает движение газированной жидкости.

Полученное расчетное значение дебита подставляем в начало расчета и повторяем весь алгоритм до тех пор, пока не достигнем необходимой точности.

Полученное в итоге распределение давления по стволу скважины представлено на рисунке 4.

РИС. 4. Распределение давления по стволу скважины, полученное по модернизированному методу Поэтмана-Карпентера

Затем проводится определение равновесных условий образования кристаллогидратов с использованием расчетной методики, представленной в монографии [24, 25]. Данная методика применяется для природных и попутных нефтяных газов.

Вначале, используя формулу (30), рассчитывается давление гидратообразования (в МПа) при температуре, равной T0 = 273,15, согласно уравнению, которое применимо для гидратов кубической структуры II, которые, в свою очередь, характерны для нефтегазоконденсатных месторождений:

где y – мольная доля i-го компонента газовой смеси в долях единицы.

Далее строится кривая равновесных условий гидратообразования для НКТ.

Искомое давление (Pm) при температурах больших 273,15 К находится с использованием наборов эталонных кривых гидратообразования, предложенных В.А. Истоминым, по следующему уравнению:

В результате расчета по данной методике будет получена кривая равновесных условий гидратообразования в координатах P(T). Данная кривая также зависит от давлений и температур в самой НКТ. Построим зависимость давления от температуры для условий НКТ и равновесную кривую гидратообразования на одном рисунке для нахождения интервалов, где образуются кристаллогидраты.

РИС. 5. Определение интервала образования гидратов в НКТ

Получив данные значения, предоставляется возможность оценить глубины, на которых соблюдаются условия, способствующие образованию газовых гидратов.

Для расчета глубины образования АСПО в скважине необходимо найти температуру потока и распределение температуры кристаллизации парафина. Для построения распределения температуры насыщения нефти парафином по глубине скважины, можно воспользоваться уравнениями 32 и 33.

Значения давления и объемного газосодержания берутся из рассчитанной ранее методикой Поэтмана-Карпентера, строится зависимость температуры кристаллизации парафина от глубины:

Изображение зависимости температуры насыщения нефти парафином в скважине от глубины и совмещение ее с термограммой скважины позволяет определить глубину образования АСПО в добывающей скважине. Этот результат представлен на рисунке 6.

Заключение

Исследование, выполненное в данной статье, во многом связано с вычислительным алгоритмом для определения глубины образования газовых гидратов и асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах. Авторы представили методику, которая включает широкий спектр расчетов, начиная от определения условий термобарических параметров внутри скважины и заканчивая рассмотрением равновесных условий гидратообразования и температуры кристаллизации парафина. Учитываются такие важные составляющие процесса добычи пластового флюида, как: газонасыщенность, распределение свободного газа и его диспергированность в потоке, усадка нефти, наличие свободной воды, влияние вязкости добываемого флюида на параметры работы УЭЦН. Полученные результаты могут быть использованы для прогнозирования условий образования газовых гидратов и АСПО, что, в свою очередь, позволит улучшить понимание процессов образования органических отложений в добывающих нефтяных скважинах, оптимизировать технологии добычи углеводородов.

Расчетный алгоритм, представленный в статье, обладает потенциалом для улучшения процессов добычи углеводородов. Точное определение термобарических условий внутри скважины предоставляет возможность более точного прогнозирования образования газовых гидратов и АСПО. Предложенный алгоритм нахождения глубины образования органических отложений в скважине представляет инновационный метод для промышленных исследований в этой области. Также существует возможность модернизации данного алгоритма. Во-первых, нельзя отрицать тот факт, что парафин и асфальтены оказывают влияние на термодинамические и кинетические условия образования газовых гидратов. Дальнейшие лабораторные исследования и литературный анализ позволит изучить данный аспект. Во-вторых, учет времени в процессах нуклеации и образовании кристаллогидратов в присутствии парафина позволит создать временную модель работы скважины в условиях, когда газовый гидрат попросту не будет успевать образовываться в стволе скважины, где с ним сложнее всего бороться.

Получение точных данных о равновесных условиях гидратообразования и температуре кристаллизации парафина способствует более осведомленному подходу к эксплуатации и обслуживанию скважин, что может существенно повлиять на доходность и эффективность добычи нефти и газа.

Литература

1. Mastronardo E. et al. Organic Salt Hydrate as a Novel Paradigm for Thermal Energy Storage // Energies. 2022. Vol. 15, № 12. P. 4339.

2. Zhang J. et al. The formation and aggregation of hydrate in W/O emulsion containing different compositions: A review // Chem. Eng. J. Elsevier B.V., 2022. Vol. 445, № April. P. 136800.

3. Semenov A.P. et al. Synergistic effect of salts and methanol in thermodynamic inhibition of sII gas hydrates // J. Chem. Thermodyn. Elsevier Ltd, 2019. Vol. 137. P. 119–130.

4. Borisova N.N., Rozhin I.I. Method for determining the mass flow for pressure measurements of gas hydrates formation in the well // J. Sib. Fed. Univ. – Math. Phys. 2021. Vol. 14, № 2. P. 193–203.

5. Sandyga M.S., Struchkov I.A., Rogachev M.K. Formation damage induced by wax deposition: laboratory investigations and modeling // J. Pet. Explor. Prod. Technol. Springer International Publishing, 2020. Vol. 10, № 6. P. 2541–2558.

6. Aleksandrov A.N., Kishchenko M.А., Nguyen Van T. Simulating the formation of wax deposits in wells using electric submersible pumps // Advances in Raw Material Industries for Sustainable Development Goals. 2021. P. 283–295.

7. Khaibullina K.S., Korobov G.Y., Lekomtsev A.V. Development of an asphalt-resin-paraffin deposits inhibitor and substantiation of the technological parameters of its injection into the bottom-hole formation zone // Period. Tche Quim. 2020. Vol. 17, № 34. P. 769–781.

8. Wei Z. et al. Multi-criteria decision making approaches to select appropriate enhanced oil recovery techniques in petroleum industries // Energy Reports. Elsevier Ltd, 2021. Vol. 7. P. 2751–2758.

9. Podoprigora D., Byazrov R., Sytnik J. The Comprehensive Overview of Large-Volume Surfactant Slugs Injection for Enhancing Oil Recovery: Status and the Outlook // Energies. 2022. Vol. 15, № 21. P. 8300.

10. Raupov I., Rogachev M., Sytnik J. Design of a Polymer Composition for the Conformance Control in Heterogeneous Reservoirs // Energies. 2023. Vol. 16, № 1. P. 515.

11. Коробов Г.Ю., Воронцов А.А. Исследование условий образования газогидратных и асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти механизированным способом // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – № 10., вып. 334. – С. 61–75.

12. Wang W. et al. Effect of wax on hydrate formation in water-in-oil emulsions // J. Dispers. Sci. Technol. Taylor & Francis, 2020. Vol. 41, № 12. P. 1821–1830.

13. Korobov G., Podoprigora D. Depth computation for the onset of organic sedimentation formation in the oil producing well as exemplified by the Sibirskoye oil field // Acta Tech. CSAV (Ceskoslovensk Akad. Ved). 2018. Vol. 63, № 3. P. 481–492.

14. Martins J.R. et al. Heat dissipation of the Electrical Submersible Pump (ESP) installed in a subsea skid // Oil Gas Sci. Technol. 2020. Vol. 75.

15. Manabe R. et al. A mechanistic heat transfer model for horizontal two-phase flow // 4th North American Conference on Multiphase Technology. 2004. P. 45–63.

16. Gao Y. et al. Two phase flow heat transfer analysis at different flow patterns in the wellbore // Appl. Therm. Eng. Elsevier Ltd, 2017. Vol. 117. P. 544–552.

17. Wang X. et al. Coupled thermal model of wellbore and permafrost in Arctic regions // Appl. Therm. Eng. Elsevier Ltd, 2017. Vol. 123. P. 1291–1299.

18. Merey S., Aydin H., Eren T. Design of electrical submersible pumps in methane hydrate production wells: A case study in Nankai trough methane hydrates // Upstream Oil Gas Technol. Elsevier Ltd, 2020. Vol. 5, № August.

19. Zhou S. et al. Experimental study on hydrate formation and flow characteristics with high water cuts // Energies. 2018. Vol. 11, № 10.

20. Liu Y. et al. Investigating hydrate formation and flow properties in water-oil flow systems in the presence of wax // Front. Energy Res. 2022. Vol. 10, № September. P. 1–14.

21. Zi M. et al. Investigation of gas hydrate formation and inhibition in oil-water system containing model asphaltene // Chem. Eng. J. Elsevier B.V., 2021. Vol. 412, № November 2020. P. 128452.

22. Hang J. et al. Inter-stage energy characteristics of electrical submersible pump under gassy conditions // Energy. Elsevier Ltd, 2022. Vol. 256. P. 124624.

23. Bulgarelli N.A.V. et al. Experimental investigation of the Electrical Submersible Pump’s energy consumption under unstable and stable oil/water emulsions: A catastrophic phase inversion analysis // J. Pet. Sci. Eng. Elsevier B.V., 2022. Vol. 216, № May. P. 110814.

24. Arzhanov M.M., Malakhova V. V., Mokhov I.I. Modeling thermal regime and evolution of the methane hydrate stability zone of the Yamal peninsula permafrost // Permafr. Periglac. Process. 2020. Vol. 31, № 4. P. 487–496.

25. Yakushev V.S. et al. Experimental modeling of methane release from intrapermafrost relic gas hydrates when sediment temperature change // Cold Reg. Sci. Technol. Elsevier, 2018. Vol. 149, № January. P. 46–50.