Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.22.№4.2020
Стр.
Скачать статью

Моделирование и прогнозирование отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ в нефтедобывающих скважинах

Д.А. Мартюшев

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.86-92

86-92
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license
В нефтяной отрасли остается актуальным вопрос борьбы с отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПО). В настоящее время самый распространенный способ на территории Пермского края для удаления АСПО в скважинах эксплуатируемых электроцентробежными насосам, – механизированный (установки механической депарафинизации). Данный способ является основным в борьбе с отложениями парафина, но не обеспечивает абсолютной защиты. Наименее затратный способ борьбы с АСПО – это использование промывок горячей нефтью или водой, но при этом также не всегда обеспечивается достаточная эффективность. Эффективность технологий будет зависеть от глубины отложения, интенсивности и толщины образовавшегося слоя парафиновых отложений. Соответственно, для подбора эффективной технологии для каждой конкретной скважины необходимо знание данных параметров. Для решения поставленной задачи созданы расчетные гидравлические модели, проведено гидродинамическое моделирование и моделирование парафиноотложений при подъеме жидкости в скважине на примере пяти скважин одного из нефтяных месторождений Пермского края. На основании проведенных расчетов даны рекомендации по выбору метода удаления и предупреждения АСПО по анализируемым скважинам. Предложенные мероприятия реализованы на скважинах и на сегодняшний момент привели к сокращению затрат на их проведение, и значительно сократили недоборы нефти. На трех скважинах изменение затрубного давления привело к снижению пенообразования и стабилизации динамического уровня, при этом решена главная проблема – АСПО в затрубном пространстве не образуются.
 
Программный продукт «OLGA», толщина слоя парафина, динамический уровень, забойное давление, глубина начала парафиноотложения, межочистной период, механический способ очистки
 
  • Акберова А.Ф. (2019). Выбор скважин для применения ингибитора АСПО. SOCAR Proceedings, 3, с. 34–41. https://doi.org/10.5510/OGP20190300396
  • Антипенко В.Р., Гринько А.А., Головко А.К., Меленевский В.Н. (2018). Сравнительная характеристика нерастворимых продуктов автоклавного термолиза смол и асфальтенов Усинской нефти. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(6), с. 106–117.
  • Вирстюк А.Ю., Мишина В.С. (2020). Применение регрессионного анализа для оценки эффективности работы нефтяных скважин с парафинистой нефтью. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(1), с. 117–124.
  • Вяткин К.А., Мартюшев Д.А., Лекомцев А.В. (2015). Технология очистки насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых отложений с последующей их утилизацией. Нефтяное хозяйство, 3, с. 36–38.
  • Злобин А.А. (2018). Влияние фрактальной размерности асфальтеновых агрегатов на макросвойства нативной нефти. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 17(2), с. 136–151. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.2.4
  • Илюшин П.Ю., Лекомцев А.В., Ладейщикова Т.С., Рахимзянов Р.М. (2018). Оценка эффективности метода «холодный поток» в борьбе с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 18(1), с. 53–62. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2018.3.5
  • Матиев К.И., Агазаде А.Д., Келдибаева С.С. (2016). Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений различных месторождений. SOCAR Proceedings, 4, с. 64–68. https://doi.org/10.5510/OGP20160400299
  • Сюзев А.В., Лекомцев А.В., Мартюшев Д.А. (2018). Комплексная методика подбора реагентов для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в механизированных нефтедобывающих скважинах. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(1), с. 15–24.
  • Фатыхов Л.М., Галкин С.В., Фатыхов М.А. (2018). Применение численного моделирования для оценки эффективности электромагнитной очистки скважин от асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтяное хозяйство, 8, с. 56–59. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-8-56-59
  • Черных И.А., Галкин В.И., Пономарева И.Н. (2017). Сравнительный анализ методик определения забойного давления при эксплуатации добывающих скважин Шершневского месторождения. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(8), с. 41–47.
  • Чешкова Т.В., Сергун В.П., Коваленко Е.Ю., Сагаченко Т.А., Мин Р.С. (2018). Структура асфальтенов нефтей различной химической природы. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(9), с. 61–71.
  • Ali Piroozian, Mahmoud Hemmati, Mehdi Safari, Ali Rahimi, Omeid Rahmani, Shahram M. Aminpour, Amin Beiranvand Pour (2021). A mechanistic understanding of the water-in-heavy oil emulsion viscosity variation: effect of asphaltene and wax migration. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 608, 125604. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2020.125604
  • Amin Tirjoo, Behrouz Bayati, Hossein Rezaei, Mahmoud Rahmati (2019). Molecular dynamics simulations of asphaltene aggregation under different conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 177, pp. 392–402. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.02.041
  • Ce Zheng, Manuel Brunner, Hua Li, Dongke Zhang, Rob Atkin (2019). Dissolution and suspension of asphaltenes with ionic liquids. Fuel, 238, pp. 129–138. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.10.070
  • Daiwei Lui, Fei Yang, Guangyu Sun, Jia You, Kaixiang Cui (2019). Synergetic effect of resins and asphaltenes on water/oil interfacial properties and emulsion stability. Fuel, 252, pp. 581–588. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.04.159
  • Denisson Santos, Monique Amaral, Elvio B.M. Filho, Raul S. Dourado (2019). Revisiting the methology for asphaltene precipitation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 178, pp. 778–786. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.03.074
  • Fahad I. Syed, Mohamed Boukhatem, Ahmed A. Al Kiyoumi (2019). Lean HC gas injection pilots analysis and IPR back calculation to examine the impact of asphaltene deposition on flow performance. Petroleum Research, 4(1), pp. 84–95. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2018.11.006
  • Fahad I. Syed, Shahin Neghabhan, Arsalan Zolfaghari, Amirmasoud K. Dahaghi (2020). Numerical Validation of Asphaltene Precipitation and Deposition during CO2 miscible flooding. Petroleum Research, 5(3), pp. 235–243. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2020.04.002
  • Griselda Garcia-Olvera, Teresa M. Reilly, Teresa E. Lehmann, Vladimir Alvarado (2016). Effects of asphaltenes and organic acids on crude oil-brine interfacial visco-elasticity and oil recovery in low-salinity waterflooding. Fuel, 185, pp. 151–163. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.07.104
  • Han Zhao, Wanli Kang, Hongbin Yang, Zitong Huang, Bobo Zhou, Bauyrzhan Sarsenbekuly (2021). Emulsification and stabilization mechanism of crude oil emulsion by surfactant synergistic amphiphilic polymer system. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 609, 125726. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2020.125726
  • Jaber Azizi, Seyed Reza Shadizadeh, Abbas Khaksar Manshad, Amir H. Mohammadi (2019). A dynamic method for experimental assessment of scale inhibitor efficiency in oil recovery process by water flooding. Petroleum, 5(3), pp. 303–314. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2018.07.004
  • Menad Nait Amar, Nourddine Zeraibi, Kheireddine Redouane (2018). Bottom hole pressure estimation using hybridization neural networks and grey wolves optimization. Petroleum, 4(4), pp. 419–429. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2018.03.013
  • Mohamed Mehana, Jocin Abraham, Mashhad Fahes (2019). The impact of asphaltene deposition on fluid flow in sandstone. Journal of Petroleum Science and Engineering, 174, pp. 676–681. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.056
  • Sara M. Hashmi, Abbas Firoozabadi (2013). Self-assembly of resins and asphaltenes facilitates asphaltene dissolution by an organic acid. Journal of Colloid and Interface Science, 394, pp. 115–123. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2012.11.069
  • Sousaa A.M., Matos H.A., Guerreiro L. (2020). Wax deposition mechanisms and the effect of emulsions and carbon dioxide injection on wax deposition. Critical review. Petroleum, 6(3), pp. 215–225. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2019.09.004
  • Zeeshan Rashid, Cecilia Devi Wilfred, Nirmala Gnanasundaram, Appusamy Arunagiri, Thanabalan Murugesan (2019). A comprehensive rewiew on the recent advances on the petroleum asphaltene aggregation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 176, pp. 249–268. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.01.004
  •  

Дмитрий Александрович Мартюшев
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Россия, 614990, Пермь, пр-т Комсомольский, д. 29
E-mail: martyushevd@inbox.ru

 

Для цитирования:

Мартюшев Д.А. (2020). Моделирование и прогнозирование отложений асфальтеносмолопарафиновых веществ в нефтедобывающих скважинах. Георесурсы, 22(4), c. 86–92. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.86-92
 

For citation:

Martyushev D.A. (2020). Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells. Georesursy = Georesources, 22(4), pp. 86–92. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.86-92
 
© 2024 <p>Д.А. Мартюшев</p>