Ученые нашли способ обогреть нефтяные скважины в Арктике
9 ноября 2022 г.
Ученые подведомственного Минобрнауки России Сибирского федерального университета (СФУ) разработали устройство теплового управления нефтяными скважинами, предназначенное для уменьшения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Они смоделировали работу устройства, которое можно опускать в нефтяную скважину и использовать для разогревания труб при извлечении нефти. Конструктивные особенности устройства позволят вести нефтедобычу в экстремальных условиях Арктики, а поддержание высокой температуры внутренней поверхности трубы помешает застыванию АСПО.
Тяжелые компоненты нефти — асфальтосмолопарафиновые отложения — оседают на трубах, уменьшая их внутренний диаметр и пропускную способность, усложняя добычу углеводородов и эксплуатацию нефтедобывающего оборудования, в крайних случаях подъемные трубы могут полностью забиваться. Основные компоненты АСПО — парафино-нафтеновые или парафино-нафтено-ароматические углеводороды. В условиях нефтедобычи на месторождениях Западной Сибири они образуются, когда нефть имеет плотность порядка 790–860 кг/м3 и содержит 1,5–8 % парафина. Страдают скважины, дебит (объем продукции, добываемой за единицу времени) которых равен не более 50 м3/сут.
По словам ученых, наиболее распространенные методы, применяемые для предотвращения образования АСПО, — это механическая или химическая очистка, очищение труб при помощи пара или использование труб со стеклянным, эмалевым или красочным покрытием. Более высокотехнологичными считаются методы электрического нагревания скважины изнутри при помощи индукционного нагревателя или нагревательного кабеля, а также использование особых магнитных систем (Energomag, Enerket, Marm-7). При этом затвердевание нежелательных отложений в трубах зависит от химического состава и физических свойств нефти и начинается, как правило, на глубине 500–900 м.
«Предложенное нами устройство имеет ряд конструктивных особенностей — например, нагревательные элементы монтируются на насосно-компрессорную трубу. Также для уменьшения теплового потока скважины в устройство добавлена наружная труба с теплоизоляционными скорлупами», — рассказала автор исследования, доцент кафедры технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса СФУ, старший научный сотрудник лаборатории физико-химических технологий разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов Прасковья Павлова.
Исследователи также сообщили о результатах численного моделирования. В качестве геометрической модели был выбран участок стальной трубы длиной 1 м, диаметром 73 мм и толщиной 5,5 мм — именно такие трубы используются в отечественной нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.
Для численного расчета ученые изменяли количество нагревательных элементов длиной 5 см (вначале использовали один, затем два); использовали плотность теплового потока 2 Вт/см2, 5 Вт/см2 и 8 Вт/см2; расход жидкости от 5 до 1000 м3/сут.; расстояние между нагревательными элементами варьировали от 10 до 50 см.
В результате исследователи убедились, что за счет изменения температуры на внутренних стенках насосно-компрессорной трубы скважинного устройства можно значительно уменьшить количество асфальтосмолопарафиновых отложений. Для разработки скважинного устройства рекомендуется уменьшить плотность теплового потока, идущего от нагревательного элемента, а сами элементы следует расположить на расстоянии, где температура на внутренней стенке трубы между нагревательными элементами выше температуры кристаллизации АСПО.
По словам Прасковьи Павловой, в дальнейшем будет решаться задача изменения температуры вдоль стенки насосно-компрессорной трубы при увеличении количества нагревательных элементов в зависимости от технологических процессов и параметров нефтяной скважины.
Исследование проведено при поддержке Минобрнауки РФ.
Источник: Минобрнауки РФ