Ученые из Пермского национального исследовательского политехнического университета (Пермь) изучили механизм оседания воска на стенках скважинных трубопроводов и создали модель, позволяющую прогнозировать место и интенсивность образования отложений. Результаты исследования опубликованы в журнале Sustainability, который издается Многопрофильным институтом цифровых публикаций (MDPI).
Источник фото — mezozoi.ru
Нефть, перекачиваемая по скважинным трубопроводам, содержит различные примеси — тяжелые компоненты, способные к формированию твердых отложений. Некоторые из них имеют структуру воска, близкую к парафину. Частицы воска кристаллизуются из-за разницы в температуре между горячей нефтью и холодными стенками труб, оседая на стенках скважины. Это может привести к закупориванию скважины, увеличению давления в трубопроводе и, как следствие, аварии. Однако предотвратить образование пробок до недавних пор было практически невозможно из-за слабой изученности механизмов образования восковых отложений.
Восполнить этот пробел решили сотрудники Пермского Политеха, которые создали лабораторный стенд, позволяющий имитировать процесс движения нефти по скважинному трубопроводу и оценить интенсивность образования парафиновых отложений. Стенд представлял собой двойной трубопровод, по внутренней стороне которого протекала горячая нефть, а по внешней — охлаждающая жидкость (хладагент). Как показала серия экспериментов, на процесс образования парафиновых отложений сильнее всего влияют температурные условия: наиболее интенсивно он проходил, когда температура потока составляла от 15 до 30 градусов Цельсия, а температура стенки не превышала этот диапазон. При этом процесс останавливался, когда температура стенки выходила за порог в 30 градусов Цельсия.
Авторы исследования объединили полученные результаты в математическую модель, позволяющую рассчитать риск образования восковых отложений, и проверили ее на фактических данных о распределении отложений по длине десяти нефтедобывающих скважин. Проверка показала, что отклонение наблюдаемых показателей от расчетных составляет лишь 3–6%. Благодаря этому модель может с достаточно высокой точностью определять, каким участкам труб необходима защита от отложений. Поэтому ее использование поможет увеличить производительность скважин и снизить затраты на их эксплуатацию.
«Мы испытали модель в промышленных условиях на различных нефтедобывающих скважинах путем сравнения расчетной и фактической толщины отложений. По результатам модель имеет точность 94%. В дальнейшем мы планируем повысить точность модели, приняв в расчет содержание в потоке нефти твердых взвешенных частиц. Мы оценим их влияние на движение попутного нефтяного газа и проведем дополнительные исследования, в том числе оцифруем профиль отложений с поверхности одной из нефтедобывающих установок», — цитирует Российский научный фонд Павла Илюшина, кандидата технических наук, доцента кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха.
