Ссылка для цитирования: Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Исследование реологических свойств нефти в процессе образования органических отложений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 6. – С.157-166. Актуальность исследования заключается в необходимости оценки изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Существующие корреляционные зависимости позволяют определить вязкость нефти при известной температуре и плотности, однако их применение возможно лишь для нефтей конкретного региона и при постоянном компонентном составе. При этом в процессе добычи нефти нередко возникает проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений, что непосредственно влияет на ее компонентный состав. В случае, когда температура нефти выше температуры начала кристаллизации парафина, отложения адгезируются на холодную поверхность лифтовой колонны или нефтепромыслового оборудования, что приводит к изменению компонентного состава нефти и улучшению реологических свойств. В случае, если температура нефти ниже температуры начала кристаллизации парафина, образование данных отложений происходит в ее объеме нефти с формированием суспензии «нефть–отложения» и сопровождается значительным ухудшением ее реологических свойств. Исследование изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений необходимо для более корректного моделирования процессов ее транспортировки, а также проектирования применения современных методов предупреждения образования данных отложений. Цель: оценить характер и степень влияния образования асфальтосмолопарафиновых отложений в тестовой секции установки «Wax Flow Loop» на реологические свойства исследуемой нефти при различных термических условиях. Методы: проведение лабораторных исследований нефти на установке «Wax Flow Loop», определение толщины асфальтосмолопарафиновых отложений в тестовой секции манометрическим и термометрическим способами. Результаты. Проведен ряд лабораторных исследований при различных температурах нефти. Получено, что ее реологические свойства ухудшаются со снижением температуры. Объем формируемых асфальтосмолопарафиновых отложений в исследовании различен, ввиду чего введен параметр удельного изменения вязкости, равный изменению вязкости нефти за время проведения исследования к объему сформированных отложений. Анализ данного параметра для проведенных исследований указывает на то, что при температуре нефти от 25 до 40 °C он принимает отрицательные значения, реологические свойства в процессе образования отложений улучшаются, причем удельное изменение вязкости в среднем составляет 1,25 мПа с/мл. При исследовании нефти при температуре 20 °C удельное изменение вязкости положительное, что говорит об образовании отложений в объеме нефти и значительном ухудшении реологических свойств. Выводы. Полученные экспериментальные результаты позволяют рассматривать динамику изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Приведен параметр удельного изменения динамической вязкости при различных термических условиях образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Получено, что при разных температурных условиях реологические свойства нефти меняются различным образом. Использование данных лабораторных исследований позволит увеличить точность моделирования процесса добычи и транспортировки нефти, а также оценить технологическую эффективность применения некоторых методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Актуальность исследования заключается в необходимости повышения энергоэффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздних стадиях работки. Сущность работы заключается в интеграции периферийного нефтепромыслового оборудования, в том числе замерных установок, устройств по борьбе с отложениями, в единую со скважинами систему – интеллектуальную станцию управления. В настоящее время динамика работы скважин не влияет на параметры работы данных установок. При их интеграции в систему и написании соответствующих алгоритмов возможно увеличение энергоэффективности добычи нефти, снижение затрат на обслуживание скважин и, в перспективе, интеллектуализацию их работы. Цель: определить алгоритмы регулирования периферийного оборудования, работу которого можно оптимизировать на основании динамики изменения параметров работы нефтедобывающей скважины. Методы: гидравлическое моделирование работы куста скважин, численное определение напорной характеристики скважины, обзор научных источников и анализ параметров борьбы с органическими отложениями. Результаты. Приведены сценарии оптимизации работы нефтедобывающих скважин при интеграции в интеллектуальную станцию управления периферийных устройств. Так, интеграция устьевого блока подачи реагента, устройства очистки лифтовой колонны или станции управления греющего кабеля, при идентификации образования парафиновых отложений, может изменить режим работы, что позволит оптимизировать процессы борьбы с отложениями и увеличить межочистной период скважины. Расчет изменения устьевых давлений при значительном кратковременном изменении дебита одной или нескольких скважин позволит изменить диаметр штуцера на скважине, что сохранит точку пересечения напорной характеристики скважины и характеристики электроцентробежного насоса. Согласно технологическому расчёту, это позволит избежать нестабильной работы насоса и сохранить оптимальное значение коэффициента полезного действия, падение которого может превышать 2 %. Третий алгоритм описывает способ снижения затрат инженерно-технического персонала на обслуживание скважин при получении некондиционных данных дебита. При их получении предлагается запуск алгоритма оценки дебита скважины по косвенным данным – технология «Виртуальный расходомер». По результатам проверки система автоматически запустит повторный замер или сообщит инженерно-техническому персоналу о нарушениях в работе глубинно-насосного оборудования. Выводы. Полученные алгоритмы могут быть интегрированы в станции управления. Это обеспечит оптимизацию работы глубинно-насосного оборудования, увеличение межочистного периода скважины, а также снизит затраты времени инженерно-технического персонала на обслуживание скважин. Все представленные алгоритмы способны увеличить энергоэффективности добычи нефти, что является важной задачей при разработке месторождений на поздних стадиях.

Ссылка для цитирования: Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Теплопроводность формируемых органических отложений. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 90-97 Актуальность исследования обусловлена необходимостью увеличения точности моделирования процессов тепломассопереноса и образования органических отложений в нефтяных скважинах и линейных нефтепроводах. Во множестве моделей образования органических отложений опускается влияние их коэффициента теплопроводности на процесс конвективного тепломассопереноса в гетерогенной среде, однако учет данного параметра может значительным образом повлиять на получаемый результат, увеличивая термическое сопротивление трубопровода. Тепломассоперенос в объеме углеводородов является сложным процессом, который рассматривается как конвективный теплообмен, при котором учитываются процессы молекулярной диффузии вещества. В рамках данной работы рассматривается анализ диффузионных механизмов переноса тепла в органических отложениях, однако процессом диффузии вещества предлагается пренебречь. Образование данных отложений является одним из наиболее серьезных осложнений при добыче углеводородов на различных месторождениях углеводородов по всему миру, в частности в Пермском крае. Цель: оценить степень влияния компонентного состава флюида и его вязкости на коэффициент теплопроводности органических отложений данного флюида; определить возможность оценки коэффициента теплопроводности органических отложений без проведения дополнительных лабораторных исследований.  Методы: проведение лабораторных исследований на установке «WaxFlowLoop», определение компонентного состава флюида методом газовой хромотографии. Результаты. Для характеристики компонентного состава флюида была принята величина отношения низкомолекулярных ( ) компонентов к высокомолекулярным ( ). По результатам проведенных исследований получено, что коэффициент теплопроводности органических отложений увеличивается с ростом доли низкомолекулярных углеводородов в составе исследуемого флюида. Также определено наличие корреляции между динамической вязкостью флюида и величиной коэффициента теплопроводности органических отложений, снижающейся с ростом вязкость флюида. Выводы. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать вывод о возможности прогнозирования величины коэффициента теплопроводности органических отложений по свойствам исходного флюида. Использование величины коэффициента теплопроводности асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе моделирования его образования, а также полученные корреляционные зависимости, позволят существенно продвинуться в вопросах моделирования процесса теплопередачи между флюидом и стенкой и образования органических отложений в нефтедобывающих скважинах и подземных нефтепроводах.

Актуальность научной работы обусловлена тем, что в настоящее время высокая доля соляно-кислотных обработок не обеспечивают ожидаемого результата на нефтяных месторождениях Пермского края. Данная проблема непосредственно связана с действующим подходом к проектированию технологических операций по стимуляции притока нефти и недостаточной изученностью большинства факторов, существенно влияющих на эффективность обработок призабойной зоны кислотными составами. Востребованность усовершенствования технологий кислотного воздействия на призабойную зону карбонатных коллекторов и способов прогнозирования его эффективности обуславливается низкой себестоимостью проведения данной операции и возможностью достижения высоких показателей продуктивности скважины при качественном проектировании и проведении операции. Цель: разработка методического подхода к прогнозированию технологического эффекта проектируемой соляно-кислотной обработки на основе комбинирования результатов лабораторных исследований и гидродинамического моделирования. Объектами исследования являются технологии повышения нефтеотдачи пластов, литологически представленных карбонатными разностями. В пределах основных нефтегазоносных провинции России большая часть месторождений находится на завершающей стадии разработки, вследствие чего отмечается низкая продуктивность скважин. Поэтому совершенствование методов увеличения нефтеотдачи является важным и актуальным направлением исследования в нефтегазовой отрасли. Методы: лабораторные исследования, заключающиеся в определении карбонатности изучаемых отложений, а также свойств кислотных составов, применяемых при проведении соляно-кислотных обработок на месторождениях Пермского края. Данные исследования необходимы для установления численного значения изменения скин-фактора на рассматриваемых объектах. Гидродинамическое моделирование с учетом данного скин-фактора для определения технологической эффективности проектируемой технологии обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Результаты. По итогам настоящего исследования отмечается высокое соответствие фактических изменений скин-фактора на 18 объектах после кислотного воздействия, полученных при анализе баз данных гидродинамических исследований скважин на территории Пермского края, и прогнозируемых значений по описанной методике предварительной оценки технологического эффекта от соляно-кислотной обработки. Приведен сравнительный анализ фактических значений дебита целевой скважины, зафиксированных в течение пяти месяцев эксплуатации, и прогнозируемых с помощью гидродинамического моделирования полностью описанного дизайна кислотного воздействия, в основе которого заложено расчетное значение изменения скин-фактора. По результатам анализа получено, что предлагаемый комплексный подход к прогнозированию эффективности соляно-кислотной обработки имеет небольшую погрешность в пределах 5 %. С использованием гидродинамической модели рассчитан технологический эффект спроектированной кислотной обработки на целевом объекте до 2030 г. и сделан вывод об успешности применения данного геолого-технического мероприятия. С внедрением предлагаемого комплексного подхода в нефтяные компании возможно увеличение результативности мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов.