Математическая модель прочистит засоры в нефтепроводах

Ученые создали модель, которая описывает процесс формирования парафиновых отложений в скважинах и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Образование таких парафиновых пробок очень усложняет процесс нефтедобычи: поток жидкости нарушается, сечение трубопровода уменьшается, давление возрастает, из-за чего приходится постоянно удалять парафиновые отложения. Модель проверили на фактических данных о распределении отложений по длине 10 нефтедобывающих скважин, отклонение наблюдаемых показателей от расчетных составило 3–6%, что позволяет говорить о высокой точности модели. С новой моделью, которая описывает, где, как и при каких условиях образуются эти отложения, управлять данным процессом станет гораздо легче. Исследование поддержано грантом Президентской программы Российского научного фонда (РНФ) и опубликовано в журнале Sustainability.

Каждый день миллионы баррелей сырой нефти перекачиваются по миру к своим потребителям. Однако существует ряд проблем: в составе нефти присутствуют различные примеси — тяжелые компоненты, способные к формированию твердых отложений. Некоторые из них имеют структуру воска, близкую к парафину. В трубах при снижении температуры (нефть горячая, а стенки труб холодные) частицы воска кристаллизуются и оседают на стенках труб. Это приводит к закупориванию скважины и увеличению давления в трубопроводе, что ведет к аварийной ситуации. Однако механизмы образования восковых отложений до сих пор не были полностью изучены, что затрудняло разработку эффективных методов по предотвращению образования пробок.

Ученые из Пермского национального исследовательского политехнического университета (Пермь) детально исследовали механизм оседания воска на стенках нефтепроводов и создали модель, на основании которой можно будет прогнозировать место и интенсивность выпадения отложений, а также разработать и оптимизировать способы борьбы с их образованием.

Интенсивность образования парафиновых отложений авторы определяли в уникальном лабораторном стенде, имитирующем процесс движения нефти по трубопроводу с воссозданием термобарических условий процесса, то есть температуры и давления. Тестовая секция лабораторной установки представляет собой двойной трубопровод, по внутренней поверхности которого течет горячая нефть, а по внешней — охлаждающая жидкость — хладагент.

Исследования показали, что в большей степени на образование парафиновых отложений влияют температурные условия. Однако оказалось, что зависимость нелинейная: чем ближе температура потока к значению, при котором начинается кристаллизация отложений (порядка 15–30°С), тем интенсивнее происходит образование отложений. В то же время при температуре стенки выше температуры начала кристаллизации процесс останавливается. Все полученные результаты авторы объединили в математическую модель, которая описывает выявленные зависимости и позволяет рассчитать риск образования восковых отложений. Исследователи проверили модель на фактических данных о распределении отложений по длине 10 нефтедобывающих скважин. Отклонение наблюдаемых показателей от расчетных составило 3–6%, что позволяет говорить о высокой точности модели и ее способности прогнозировать образование отложений в различных условиях. Так, с помощью предложенной модели можно определить, на каких участках труб необходимо организовать методы борьбы с отложениями и какие подходы будут оптимальными.

Использование полученной модели поможет оптимизировать существующие методы очистки от восков — глубину механической очистки скважины и параметры горячей промывки, — что повысит их эффективность и безопасность, а также снизит затраты на борьбу с образованием воскового осаждения. Полученные данные также позволят увеличить производительность скважин и снизить затраты на их эксплуатацию, а также повысить безопасность перекачивания нефти и снизить риски аварийных ситуаций. Кроме того, эти исследования могут привести к развитию новых методов очистки и переработки нефти — в условиях ограниченности нефтяного ресурса эта задача только набирает актуальность.

«Полученная модель основана на лабораторных исследованиях и, в отличие от существующих подходов, не содержит коэффициентов, подбираемых вручную. 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», — рассказывает руководитель проекта, поддержанного грантом РНФ, Павел Илюшин, кандидат технических наук, доцент кафедры «Нефтегазовые технологии», директор научно-образовательного центра «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений».