WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Халимов Рустам Хамисович Исследование и разработка технологии восстановления продуктивности скважин, осложненных отложениями асфальтосмолистых веществ Специальность 25.00.17 –

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2004 2

Работа выполнена в НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть».

Научный консультант: кандидат технических наук Смыков Виктор Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Ишкаев Раувель Калимуллинович кандидат технических наук Попов Виктор Андреевич

Ведущая организация: Тюменское отделение Сургутского научно исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИнефть»)

Защита диссертации состоится 20 июля 2004 г. в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государст венный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу:

625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 19 июня 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., профессор В.П.Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Переход крупных нефтяных месторождений в позднюю стадию разработ ки, ухудшение структуры запасов, ввод в разработку месторождений с трудно извлекаемыми запасами обусловливают негативное изменение фонда добы вающих скважин нефтедобывающих предприятий, характеризующееся увели чением доли малодебитных скважин, ростом числа скважин с высоковязкой продукцией, увеличением количества высокообводненных скважин. Особенно заметно эти тенденции проявляются на месторождениях, приуроченных к кар бонатным коллекторам.

В связи с этим, повышение эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах представляется актуальной задачей. Научно исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связа ны прежде всего с разработкой и внедрением новых комплексных технологий обработки призабойной и удаленной зоны пласта с использованием различных стимулирующих химреагентов. В карбонатных коллекторах подавляющее большинство технологий воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) свя зано с использованием реагентов кислотной природы, которые, воздействуя на горную породу, обеспечивают увеличение продуктивности скважин. В то же время, внимание к воздействию на пластовые флюиды (нефть и отложения вы сокомолекулярных компонентов) явно недостаточно. В концептуальном подхо де к методам обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах наиболее значимой является проблема выбора последовательности применения того или иного физико-химического воздействия на пласт, а также оптимиза ции составов для конкретных геолого-физических условий залежи.

Несмотря на обилие технологий и химреагентов, используемых для уве личения эффективности нефтеизвлечения, задача разработки и промышленного применения комплексных технологий, применяемых на скважинах малодебит ного фонда некрупных месторождений, в настоящее время остается нерешен ной. Более того, с учетом наблюдающейся тенденции к ухудшению структуры запасов нефти, данная проблема становится еще более актуальной.

Одной из причин низкой эффективности геолого-технических мероприя тий (ГТМ), направленных на интенсификацию добычи нефти, является непо нимание причин снижения продуктивности скважин. Большинство авторов уменьшение продуктивности скважин в процессе их эксплуатации связывает с проявлениями аномалий вязкости, обусловленных содержанием в нефтях зна чительного количества смол, асфальтенов, парафинов;

молекулярно поверхностными явлениями на границах раздела «нефть–порода–вода», влияющими на процессы адсорбции активных компонентов нефти, образование гранично-связанной нефти, капиллярного защемления нефти и др.

Ряд авторов справедливо полагает, что появление скин-фактора в ПЗП добывающей скважины связано с отложениями асфальтосмолистых веществ (АСВ). Вместе с тем, на сегодняшний день практически не разработаны про стые и надежные методы диагностики наличия или отсутствия тяжелых компонентов нефти в ПЗП. Таким образом, разработка методики выявления скважин, снизивших свою продуктивность вследствие осаждения АСВ, являет ся весьма актуальной задачей. Применение адресных комплексных технологий воздействия на ПЗП с учетом природы снижения проницаемости позволит уве личить дебиты скважин и снизить себестоимость продукции.

Цель диссертационной работы Разработка технологии восстановления продуктивности скважин, ослож ненных отложениями АСВ.

Основные задачи исследований 1. Изучение влияния физико-химических свойств пластовых флюидов, условий залегания залежей на успешность ОПЗ в карбонатных коллекторах.

2. Разработка методологии выбора скважин под ОПЗ, осложненных обра зованием твердой фазы тяжелых компонентов нефти в ПЗП.

3. Разработка рекомендаций по технологии комбинированного воздейст вия на ПЗП с целью интенсификации притока нефти.

4. Анализ технологической и экономической эффективности ГТМ.

Научная новизна работы 1. Предложена научно-обоснованная методика оценки агрегативной ус тойчивости тяжелых компонентов нефти в различных термобарических услови ях.

2. Выявлены пороговые значения термодинамических параметров (давле ния, температуры), структурно-групповой состав нефти, изменение технологи ческих факторов (Рзаб, Рпл), определяющие степень опасности поражения ПЗП отложениями АСВ.

3. На основе теоретических представлений о растворении тяжелых ком понентов нефти и проведения лабораторных исследований разработан ком плексный состав растворителя для ОПЗ скважин, осложненных отложениями АСВ.

Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Результаты диссертационной работы использованы в проведении ОПЗ по всему фонду скважин НГДУ «Ямашнефть», приуроченному к залежам с вы соковязкой нефтью.

2. Разработаны и применены на практике методика выбора скважин и технологий для ОПЗ, а также способ экспресс-анализа выноса асфальтенов из ПЗП при ОПЗ.

3. Применение метода определения глубины начала отложений АСПО позволило уточнить технологию обработки, установить объ ем растворителя, периодичность и интервал очистки от АСПО.

Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладыва лись на научно-технических советах АО «Татнефть» и НГДУ «Ямашнефть» (2001-2003 гг.), 12 Европейском симпозиуме "Повышение нефтеотдачи пла стов" (г. Казань, 8-10 сентября 2003 г.) Публикация результатов и личный вклад автора По теме диссертации опубликованы 9 печатных работ. В рассматривае мых исследованиях автору принадлежат постановка задач исследований, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекоменда ций.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 6 глав, основных выводов, списка ли тературы из 151 наименования. Работа изложена на 128 страницах, содержит таблиц и 45 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы создания и совершенствования эффективных физико-химических методов извлечения трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти, а также сформулированы науч ная новизна, практическая ценность результатов работы и реализация их в про мышленности.

В первой главе рассмотрено современное состояние применения методов интенсификации притока высоковязких нефтей. Обсуждены апробированные технологии теплового воздействия на пласт, рациональный выбор теплоносите ля, а также влияние температурных изменений физико-химических параметров пластовых флюидов и геолого-физических факторов на интенсификацию. Изу чению этих проблем для условий отечественных месторождений посвящены работы Асмоловского В.С., Аширова К.Б., Баймухаметова К.С., Валеева М.Д., Викторина В.Д., Гавуры В.Е., Галлямова И.М., Гарифуллина Ш.С., Гарушева А.Р., Горбунова А.Т., Дияшева Р.Н., Ибатуллина Р.Р., Ибрагимова Г.З., Куди нова В.И., Лисовского Н.Н., Лозина Е.В., Муслимова Р.Х., Сафонова В.И., Суч кова Б.М., Сыртланова А.Ш., Токарева М.А., Филиппова В.П., Хабибуллина З.А., Хавкина А.Я., Хисамова Р.С., Хисамутдинова Н.И., Юсупова И.Г. и дру гих исследователей и промысловых работников.

Оценена определяющая роль вязкостных характеристик нефти и воды на интенсификацию притока высоковязких нефтей и эффективность теплового воздействия на пласт. Проведен анализ следующих технологий: импульсно дозированного теплового воздействия, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами, а также разогрева пласта методом закачки воз духа (каталитический разогрев).

Рассмотрены некоторые способы разработки залежей высоковязкой неф ти методами теплового воздействия.

Проведен анализ следующих газовых методов интенсификации притока высоковязких нефтей: смешивающееся вытеснение и несмешивающееся вытес нение (закачка углекислого газа и азота, сухого газа), водогазовое воздействие.

Определены критерии эффективности применения и ограничения газовых ме тодов увеличения нефтеотдачи.

Рассмотрен ряд физических методов воздействия на пласт, в частности, методы акустического, гидроакустического, гидроимпульсного, вибросейсми ческого, электрогидравлического воздействий, метод термобарообработок и др.

Приведены различные методы физико-химической интенсификации при тока высоковязких нефтей: термохимические методы, полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии, заводнение пластов путем закачки малорас творимых неионогенных поверхностно-активных веществ, методы комплексно го воздействия на пласт на основе композиций ПАВ, повышения нефтеотдачи обводненных пластов с применением полимердисперсной системы и их моди фикации.

Во второй главе приведено описание экспериментальных установок и методик исследования высоковязких нефтей, а также методов промысловых ис следований и расчетных моделей.

В третьей главе рассмотрены состав тяжелых компонентов нефти, плот ность и реологические свойства тяжелых нефтей, добываемых на месторожде ниях НГДУ «Ямашнефть».

Эксплуатация скважин, продуцирующих тяжелую нефть, связана с целым рядом техничеcких и технологических трудностей. Это, во-первых, низкие де биты скважин;

наличие начального градиента сдвига добываемой продукции, затрудняющего освоение скважин после остановки;

большие гидравлические потери при движении нефти в насосах, что ведет к резкому снижению КПД на сосов;

большие гидравлические сопротивления в насосно-компрессорных тру бах (НКТ) и выкидных трубопроводах. Во-вторых, высокая вязкость нефти за трудняет движение насосных штанг (при ходе вниз возникает эффект плавуче сти). В-третьих, лёгкость образования супервязких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне и лифте, а также образование отложений тяжелых компонен тов нефти.

Перечисленные трудности особенно сильно проявляются при низких температурах окружающей среды. На практике для подъёма высоковязких неф тей используются различные технические и технологические приемы, позво ляющие частично устранять возникшие проблемы.

В таблице 1 приведены состав тяжелых компонентов нефти и физико химические свойства исследуемых нефтей.

Таблица 1 – Содержание АСПО и физико-химические свойства нефтей, добы ваемых НГДУ «Ямашнефть» Содержание, % Плотность Вязкость Плотность Вязкость № Месторождение № скв. асфал при 20 оС, при 20 оС, при 50 оС, при 50 оС, п/п пара г/см3 мПа·с г/см3 мПа·с ьтены смолы фины 1 Ямашинское 498 16.95 19.67 1.84 0.898 40.4 0.881 13. 2 Сиреневское 1420 11.23 17.60 1.59 0.899 47.6 0.881 16. 3 Березовское 2030 14.35 22.65 6.19 0.899 41.0 0.879 13. 4 Архангельское 4413 8.40 21.60 2.74 0.904 134.4 0.886 35. 5 Ерсубайкинское 6938 10.72 20.41 5.85 0.894 39.3 0.876 13. 6 Б.-Ключевское 1924 12.03 15.64 3.40 0.896 52.2 0.896 26. 6 Шегурчинское 4760 10.43 15.72 3.55 0.888 29.5 0.873 11. Анализ данных, приведенных таблице 1, позволяет охарактеризовать рас сматриваемые нефти как тяжелые, высоковязкие, смолистые, с высоким содер жанием асфальтенов.

0 50 100 150 200 0 100 200 300 400 500 Скорость деформации сдвига, (1/c) Рисунок 1 - Зависимость напряжения сдвига от скорости деформации для образцов нефтей скв. № 4014 Екатериновского и скв. № 7247 - Ямашин ского месторождений Как известно, существенное влияние на свойства нефтей оказывает каче ственный и количественный состав тяжелых компонентов - асфальтенов, смол Напряжение сдвига, Па и парафинов. Ассоциаты асфальтенов склонны к структурообразованию, что приводит к появлению аномалий вязкости нефти.

Исследуемые нефти относятся к тиксотропно-обратимым системам, и в условиях покоя их структурно-механические свойства усиливаются, а в некото рых случаях наблюдаются сверх аномалии вязкости, то есть появляется много значность вязкости в определённой области напряжений сдвига.

Почти все исследованные нефти обладают неньютоновскими свойствами (рисунок 1). При этом наибольшие значения вязкости наблюдаются у продук ции скв. 7247 Ямашинского, скв. № 4014 - Екатериновского и скв. № 4106 - Ар хангельского месторождений.

В таблице 2 представлены реологические параметры, вычисленные для кривых течения образцов, отобранных со скв. № 7247 Ямашинского и скв.

№ 4014 Екатериновского месторождений.

Таблица 2 - Реологические параметры образцов продукции скв. № 7247 Яма шинского и скв. № 4014 Екатериновского месторождений Параметры* Скв. № 7247 Скв. № 18.97 0. 0 (Па) K 3.343 4. N 0. * - коэффициент корреляции для кривых равен 0,99.

Из приведённых значений реологических параметров видно, что пред ставленным образцам необходимо принудительное снижение вязкости.

Четвертая глава посвящается оценке агрегативной устойчивости тяже лых компонентов нефти при изменении термобарических и физико-химических условий.

Рассматриваются результаты по кинетике агрегации асфальтенов нефтей Ямашинского, Сиреневского, Березовского, Архангельского и Ерсубайкинского месторождений.

Для описания процесса агрегации используют два параметра, а именно:

время диффузии частицы D и время реакции R, причем эти параметры не зави сят от размера кластера. Если кинетика агрегации контролируется диффузией, т.е. D >> R, то это случай так называемой диффузионно-контролируемой агре гации (ДКА). Когда кинетика агрегации определяется скоростью взаимодейст вия частиц, т.е. R >> D, то имеет место реакционно-контролируемая агрегаци ия (РКА). Для случая ДКА столкновение каждой частицы завершается коагуля цией. Для этого типа реакции средний размер асфальтеновых частиц пропор ционален времени, а скорость агрегации dN / dt - постоянная, где N – число час тиц в агрегате. Для РКА скорость агрегации является функцией от N: для малых значений N вероятность коагуляции мала. В простейшем случае скорость агре гации пропорциональна N, в случае образования геля скорость агрегации про порциональна N2.

Простейшее уравнение, объединяющее все три случая, можно предста вить следующим образом:

dN / dt = (1/ )N, (1) char где char – характеристическое время агрегации. При = 0, char = D реализуется ДКА;

= 1, char = R - для РКА и = 2, char = G - для гелеобразования.

Решение уравнения (1) для этих трех случаев можно представить в сле дующем виде:

d f N = 1+ t / R = R0(1+ ) ДКА:, (2) D D N = exp(t / ) R = R0 exp(t / d ) РКА:, (3) R R f d f N = (1- t / )- R = R0 (1- t / ) Гелеобразование:, (4) G G В уравнениях (2–4) df 3 является фрактальной размерностью в соответ f ствии с определением N = (R R0 )d, где R0 начальный размер частиц асфальте нов. Важно отметить, что параметр фрактальной размерности может быть оп ределен. Фрактальная размерность df, определяемая типом негомогенного рас пределения реагирующих частиц, с увеличением концентрации асфальтенов должна снижаться. Интерпретировать такую тенденцию можно, если принять во внимание формирование трехмерных структур при агрегации. При этом па раметр df определяет пространство случайных блужданий асфальтеновых час тиц.

На рисунке 2 показано изменение рефрактивного индекса от времени при добавлении н-гексана в нефть. Результаты обработаны с использованием урав нения (1), причем учитывалось, что nD пропорционален 1/R, = 0 (ДКА). Ко эффициентыD и df приведены в таблице 3.

1. Ямашинское 1. Ерсубайкинское 1. Березовское Архангельское 1. 1. 1. 1. 1. 0 500 1000 1500 2000 2500 Время, мин Рисунок 2 – Кинетика агрегации асфальтенов в присутствии 10 % об. гек сана D Показатель преломления, n Таблица 3 - Параметры кинетики агрегации асфальтенов в нефтях в присутст вии гексана Содержание R0, D, Dmax *, мин df Месторождение гексана, % об. мкм мин Ямашинское 10 0.1 164 12000±5000 1. Ерсубайкинское 10 0.1 154 13200±5000 1. Берёзовское 10 0.1 131 10500±5000 1. Архангельское 10 0.1 198 15000±5000 1. * - время агрегации определено для нефтей в отсутствии гексана В отсутствии гексана параметры кинетики агрегации следует отнести к агрегации асфальтенов в естественных условиях.

Результаты, приведенные в таблице 3, демонстрируют тот факт, что в нефтях, добываемых НГДУ «Ямашнефть», довольно интенсивно протекает аг регация асфальтенов. Причем характеристическое время агрегации от 8 до суток, полученное для проб нефтей 4 месторождений, характеризует нефти как кинетически нестабильные.

Для прогноза начала и количества выпадающих АСПВ требуется простая модель, позволяющая рассчитать термодинамические свойства чистой твердой фазы, образующейся, например, при вымораживании одного из компонентов из смеси. Такая модель описывается уравнением H - TmC Cp T (P - Patm )V 1 p lni = lni liq - - + ln -, (5) R T Tm R Tm RT где i – коэффициент фугитивности чистого твердого i – компонента;

iliq - ко эффициент фугитивности того же компонента в жидком состоянии при тех же давлении Р и температуре Т;

H, Cp и V - изменение молярной энтальпии, теплоемкости и молярного объема соответственно при плавлении в точке плав ления Tm;

patm - атмосферное давление. Принято, что H, Cp и V – констан ты.

Рассматриваемая модель может быть применена для многокомпонентных систем для решения ряда проблем, связанных с образованием твердой фазы в тех или иных процессах.

Предлагаемая модель применима для описания поведения асфальтенов в пластовых условиях и, в отличие от других термодинамических моделей, в ней не рассматриваются физически нереальные выводы о равновесии твердый ас фальтен-жидкость из равновесия пар-жидкость. Выпадение асфальтенов в пла стовых условиях имеет две особенности, отличающие его от процесса образо вания твердой фазы чистого индивидуального компонента: растворимость ас фальтенов увеличивается с ростом давления и уменьшается с увеличением тем пературы. Следовательно, для асфальтена изменение молярного объема [ v = (vliq - vsol )] является отрицательным, и температурная зависимость парамет ра равновесия k, характеризующего взаимодействие асфальтенов и смол, поло жительна. Достоверность параметров Т, H и V для асфальтенов недостаточна, чтобы можно было их использовать в расчетах.

На рисунке 3 приведена изотерма растворимости асфальтенов в нефти скважины № 2180 Березовского месторождения, рассчитанная по уравнению (5).

Выпадение асфальтенов Р н 02040 60 Давление, атм Рисунок 3 - Расчетная изотерма растворимости асфальтенов в скв. № Ямашинского месторождения при t = 250С, Рн = 28 атм, Рз = 49 атм, Рпл = 58 атм.

Красным отмечены экспериментальные точки Изотермы растворимости использовались для построения термобариче ских диаграмм областей выпадения асфальтенов на месторождениях НГДУ «Ямашнефть». В качестве примера на рисунке 4 приведена фазовая диаграмма для Ямашинского месторождения.

Рисунок 4 - Фазовая диаграмма выпадения асфальтенов Ямашинского ме сторождения. Цветными овалами показаны термобарические условия пласта и уровни забойного давления соответствующих скважин Содержание асфальтенов, % Из фазовой диаграммы следует, что изменение термобарических условий при фильтрации нефти из пласта в скв. №№ 498 и 11834 не сопровож дается выпадением асфальтенов в ПЗП, в то время как для скв. № 2584 опас ность выпадения асфальтенов в ПЗП очень велика, поскольку условия ее экс плуатации лежат в области фазовой неустойчивости асфальтенов.

Построение фазовых диаграмм, определяющих фазовое поведение ас фальтенов в нефти, позволяет оптимизировать забойное давление, снижая до минимума опасность выпадения асфальтенов в осадок. Из рассмотрения фазо вых диаграмм агрегативной устойчивости асфальтенов и термобарических ус ловий пласта ясно, что возможны ситуации, когда термобарические условия пласта находятся:

1) выше области выпадения асфальтенов (скважины Архангельского, Ер субайкинского, Беркет-Ключевского, Березовского и Сиреневского месторож дений).

2) в области выпадения асфальтенов (скважины Сиреневского, Архан гельского месторождений).

3) ниже области выпадения асфальтенов (скважины Сиреневского, Ар хангельского месторождений).

Для минимизации отложений в ПЗП необходимо, чтобы забойное давле ние было выше давления начала выпадения асфальтенов. Такая ситуация реали зуется, например, для скв. №№ 1924, 1420 1917 - Сиреневского;

скв. № 4134 - Архангельского;

скв. №№ 4838, 10950 - Ерсубайкинского;

скв. №№ 2060, 2064, 7161 – Березовского месторождений.

В том случае, если термобарические условия пласта находятся в области выпадения асфальтенов, то и в ПЗП, и при подъеме продукции выпадения ас фальтенов не избежать. В такой ситуации выбор забойного давления будет оп ределяться оптимальным значением депрессии, необходимым для обеспечения притока нефти в скважину.

Если термобарические условия пласта выше области начала выпадения асфальтенов, а забойное давление находится в области выпадения асфальтенов, то в таких условиях, наряду с выпадением парафинов, происходит частичное выпадение асфальтенов в ПЗП и НКТ. Для снижения интенсивности выпадения асфальтенов в этом случае необходимо увеличить давление на забое в соответ ствии с таблицей 4.

Таблица 4 - Давление начала выпадения асфальтенов при 20 0С № Давление начала выпаде Месторождение п/п ния асфальтенов* Ра, атм 1 Беркет- Ключевское 2 Березовское 3 Сиреневское 4 Архангельское 5 Ерсубайкинское 38- 6 Ямашинское 7 Шегурчинское * - для скважин, пластовое давление которых Рпл > Ра Пятая глава посвящается разработке методики оценки склонности нефти к выпадению АСПО в ПЗП на основании физико-химических свойств поверх ностной нефти (содержание асфальтенов и смол в нефти, плотность разгазиро ванной нефти, её вязкость и коэффициент преломления), спектральных харак теристик нефти и условий эксплуатации скважин. На основании результатов исследования нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть» по этой методике сделаны выводы относительно выпадения АСВ в ПЗП, внутрискважинном и на земном оборудовании.

На рисунке 5 приведена зависимость динамической вязкости от плотно сти нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть» и других месторождений Та тарстана, а также Западной Сибири. Как видно из рисунка, эта зависимость описывается кривой с высоким коэффициентом корреляции, указывающим на практически функциональную связь этих параметров:

= 7 10-13 exp(35,45), (6) где - динамическая вязкость нефти, мПа·с, - плотность нефти, г/см3.

Учитывая (6), можно сделать вывод о том, что свойства рассматриваемых нефтей, несмотря на широкий диапазон изменения их плотности и вязкости, едины и сильно зависят от содержания тяжелых компонентов.

R2 = 0. 0.75 0.80 0.85 0.90 0.95 1. Плотность, г/см Рисунок 5 - Зависимость динамической вязкости от плотности нефти Механизм образования асфальтосмолистых отложений можно рассматри вать как стадии ступенчатого структурирования от отдельных асфальтеновых молекул к асфальтеновым ассоциатам и, далее, к так называемым сфероидным структурам, состоящим из смол и асфальтенов. В соответствии с термодинами ческими моделями, концентрация асфальтенов в нефти зависит от давления, и Динамическая вязкость, мПа с наименьшая растворяющая способность нефти, характеризуемая параметром солюбилизации, соответствует давлению насыщения нефти газом. На рисунке в общем виде приведено изменение насыщенной концентрации асфальтенов от давления.

Рисунок 6 - Зависимость насыщенной концентрации асфальтенов от дав ления Как следует из рисунка, пластовые нефти месторождений НГДУ «Ямаш нефть» находятся в области, соответствующей насыщенному состоянию рас творенными АСВ, т.е. обладают высокой стабильностью растворенных АСВ, что обусловлено, по-видимому, высоким содержанием в этих нефтях аромати ческих компонентов. Выпадение в осадок асфальтенов из данных нефтей про исходит только при изменении термобарических условий, например, при подъ еме нефти на поверхность.

Концентрация асфальтенов в сырой нефти, определяемая по методу Мар куссона, по-видимому, соответствует равновесной концентрации при Pн, то есть в условиях наименьшей растворяющей способности нефти.

Седиментационная устойчивость нефти в основном зависит от стабиль ности коллоидных частиц АСВ и от некоторых других свойств нефти, в частно сти, её растворяющей способности или параметра солюбилизации (н). (н) мо жет быть оценен по показателю преломления нефти, т.к. эти величины линейно связаны друг с другом в соответствии с уравнением:

nD 2 - FD = = 52.04FD + 2,, где (7) н nD 2 + Для оценки параметра солюбилизации пластовой нефти необходимо учи тывать коэффициенты молярной рефракции выделяющихся из нее газов. Это не всегда возможно ввиду наличия ряда трудностей (необходимо знать состав газа, процентное соотношение компонентов и т. д.). Поэтому был разработан сле дующий способ оценки (н) – по наличию линейной зависимости между функ цией и плотностью нефти. Под функцией понимается отношение параметра солюбилизации пластовой нефти к параметру солюбилизации гептана минус единица:

пл = - (8) C = 0.804ln() - 5.03, (9) где С - параметр солюбилизации гептана, равный 15,1 МПа0,5, – плотность пластовой нефти, кг/м3.

В качестве примера на рисунке 7 приведена линейная зависимость функ ции для ряда нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть» и нефтей Западной Сибири.

Учитывая линейную зависимость плотности от содержания смол и ас фальтенов и связь nD с растворяющей способностью среды, предложен пара метр, характеризующий растворяющую способность поверхностной нефти:

nD н - X nD A A R =, (10) 1- X A н А где nD - показатель преломления нефти, nD - показатель преломления асфальте нов, X - мольная доля асфальтенов.

A 0. 0. 0. 0. 0. 0. 500 600 700 800 900 Плотность, кг/м Рисунок 7 - Зависимость функции от плотности нефти На рисунке 8 приведена зависимость параметра R от приведенной плот ности = н - X 1- X. Как видно из рисунка, параметр R линейно зависит A А A от плотности. Поскольку н-гексан не растворяет асфальтены (RГ = nDГ = 1,369), в то время как ароматические растворители являются хорошими растворителя ми асфальтенов (R = nDА = 1,6), получены области, соответствующие нефтям насыщенным и пересыщенным растворенными АСВ.

1. Асфальтены стабильны 1. 1. 1. Асфальтены нестабильны 1. 0.70 0.80 0.90 1. ((Ха)/(1-Хаa), г/см -аaX a)/(1-X ), г/см н Рисунок 8 - Зависимость растворяющей способности нефти от приведен ной плотности нефти Чтобы оценить количество АСВ, выпадающего в ПЗП, нами использован следующий подход. Так, параметр солюбилизации асфальтенов оценивается как 21,2 МПа0,5. Для нефтей НГДУ «Ямашнефть» н изменяется в пределах от 17,5 до 21,5 МПа0,5.

Если известны массовая доля асфальтенов в нефти и дебит скважины, то по уравнению (11) можно рассчитать количество осаждаемого асфальтена в су тки:

н mА = X Gн ( -1), (11), A пл где G –дебит скважины в м3/сут, X - массовая доля асфальтенов в поверхност A ной нефти, н – плотность поверхностной нефти.

Знание количества осаждаемых асфальтенов в ПЗП с учетом мощности пласта является необходимой исходной информацией, во-первых, для прогно зирования изменения дебита скважины при условии постоянства иных эксплуа тационных параметров и, во-вторых, для выбора технологии воздействия на пласт с целью увеличения продуктивности скважины.

Оценка влияния системы разработки месторождений и условий эксплуа таций на термодинамические характеристики флюидов в пласте и призабойной зоне (пластовые и забойные давление и температура) реализована в оригиналь ном программном комплексе «Черное золото» с помощью программистов ОАО «ICL-КПО ВС». Новый программный продукт разрабатывался с использовани ем инструмента быстрой разработки приложений Delphi 6.0 Enterprise Edition и СУБД Oracle 9i. Использование данного программного комплекса позволяет строить карты зон воздействия нагнетательных скважин, пластовых давлений и температурных полей;

причем в текущих расчетах учитывается фонд выбыв ших, временно простаивающих и введенных в эксплуатацию из бездействия скважин.

В шестой главе рассмотрены результаты тестирования реагентов, сни жающих вязкость скважинной продукции.

R В качестве регуляторов, снижающих вязкость нефтей месторождений НГДУ «Ямашнефть», протестированы следующие реагенты:

СНПХ-4480, ДИН-4, сепарол ЕS 3344 (или новое товарное название «Бейкер Петролайт ЕS 3344») и «Союз-1000», а также композиция растворителей, со стоящая из 40 % об. кубовых остатков производства бутиловых спиртов (КОБС) и 60 % об. дистиллата.

Эффективная вязкость исходной пробы (скв. № 7247 Ямашинского ме сторождения) снижается при добавке всех использованных реагентов, хотя и в разной степени. В области малых скоростей сдвига - от 0,025 до 0,04 сек-1 - эф фективная вязкость исходной эмульсии при использовании деэмульгатора ДИН-4 в дозировке 100 г/т снижается только в 1,1 раза. Увеличение дозировки ДИН-4 до 200 г/т приводит к снижению кажущейся вязкости уже в 6 раз. При более высоких скоростях сдвига - 0,6-0,65 сек-1 - тот же реагент и в тех же до зировках снижает вязкостные свойства исходной эмульсии от 172 до 89,3 Па·с (в 1,92 раза) и до 44,4 Па·с (в 3,9 раза) соответственно.

Если сепарол ES 3344 в дозировке 100 г/т снижает вязкость исходной эмульсии в диапазоне малых скоростей сдвига от значения 2400 до 614 Па·с (в 3,9 раза), то отечественный деэмульгатор СНПХ-4480 в той же дозировке – в 4,8 раза. Увеличение дозировки СНПХ-4480 до 200 г/т уменьшает эффектив ную вязкость исходной эмульсии уже в 6,5 раза (до 370 Па·с). Снижение эф фективной вязкости исходной эмульсии в области более высоких скоростей сдвига достигает для сепарола ES 3344 – в 4,7 раза. С одинаковой эффективно стью в этом диапазоне скоростей действуют обе дозировки (100 и 200 г/т) де эмульгатора СНПХ-4480, снижая вязкость в ~ 4 раза.

Для продукции скв. № 7247 Ямашинского месторождения применение деэмульгатора «Союз-1000» в дозировке 200 г/т, предварительно растворённого в композиции растворителей КОБС + дистиллат, снижает вязкость исходной нефти на порядок. Соотношение нефти и указанного комплексного раствора со ставляет 10:1 соответственно.

Композиция, составленная из растворителей и деэмульгатора, уменьшает эффективную вязкость в области малых скоростей сдвига в 9,5 раза, в области изменения градиента скоростей от 0,6 до 0,65 сек-1 - в 9,8 раза (от 172 до 17, Па·с). Следовательно, на всём диапазоне данный комплексный реагент действу ет практически одинаково. Использование КОБС совместно с дистиллатом, но без деэмульгатора, оказалось почти в 3 раза менее эффективным.

Деэмульгатор «Союз-1000» в дозировке 20 г/т оказался оптимальным как понизитель вязкости для исследуемой эмульсии скв. № 4014 Екатериновского месторождения. Так, при малых скоростях сдвига (~0,04 сек-1) он уменьшает эффективную вязкость исходной эмульсии от 30,9 до 3,58 Па·с (в 8,6 раза), а в дозировке 200 г/т действует менее эффективно, снижая вязкость только в 3, раза. «Союз-1000» оказался в области малых скоростей сдвига наиболее эффек тивным, чем все изученные реагенты.

Для восстановления продуктивности скважин в условиях Волго Уральской нефтяной провинции оптимальным и экономически обоснованным методом является применение технологии ОПЗ углеводородными растворите лями. Так, на основании лабораторного тестирования ряда реагентов для ОПЗ скважин с небольшой обводненностью (при добыче продукции, склонной к образованию стойких водонефтяных эмульсий) был рекомендован состав, со стоящий из 40 % КОБС, 60 % дистиллата и деэмульгатора «Союз -1000» в ко личестве 200 г/т (скв. №4014 Екатериновского месторождения). Предложенной для испытаний композицией были обработаны скв. №№ 226, 226, 6768 и ЦДНГ-2 НГДУ «Ямашнефть». Для оценки выноса тяжелых компонентов нефти было отобрано свыше 100 проб. На рисунках 9-11 приведена динамика выноса тяжелых компонентов нефти из скв. № 226 после обработки ПЗП в течение бо лее 7 суток. Из рисунков видно, что обработка скважины комплексным раство рителем способствует выносу тяжелых компонентов нефти из ПЗП.

Плотность, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0, 0,0 50,0 100,0 150,0 200, Время, ч Рисунок 9 - Изменение плотности нефти от времени Вязкость, мПа·с Время, ч 0.0 50.0 100.0 150.0 200. Рисунок 10 - Изменение вязкости нефти от времени Оптическая плотность 0. 0. 0. 0. 0. 0.0 50.0 100.0 150.0 200. Время, ч Рисунок 11 - Изменение оптической плотности нефти от времени Эффективность воздействия оценивалась путем сравнения фильтрацион ных характеристик скважины, полученных до и после ОПЗ комплексным рас творителем. Из таблицы 5 следует, что после обработки ПЗП гидродинамиче ские параметры увеличивались на 19–43 %.

Таблица 5 - Оценка эффективности ОПЗ на основании промыслово-геофизиче ских исследований Коэффициент про Тангенс угла накло- Гидропроводность, дуктивности, м3/сут № на касательной КВД 10-2, мкм2.м/мПа·с МПа сква после после после жины до до до обра- обра- обра обработки обработки обработки ботки ботки ботки 226 11.90 9.50 0.37 0.44 0.46 0. 222 9.40 6.70 0.65 1.21 1.29 2. Результаты эффективности обработки скважин, определенные по прямым замерам дебита и обводненности, приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Расчет окупаемости затрат на дополнительную добычу нефти за счет внедрения комплексной технологии ОПЗ в НГДУ "Ямашнефть" по состоя нию на 01.05.2004 г.

Коли- Ср.

Дополн. Выруч- Усл. чество цена добыча ка от перем.

обра- 1т Усл. нефти с реали- Затраты затраты Прибыль на № Вид ботан- нефти перем.

нач. мер. зации всего, на до- 01.01.04, п обработки ных (без затраты, на нефти, тыс. руб бычу, тыс. руб.

сква- нало- руб./т 01.05.04, тыс. тыс.

жин гов), т руб. руб руб.

1 Нефрас 5 5426 463.2 2513.5 509.1 109.1 592.2 1412. Неф- 2 3444 2080.5 7165.2 667.8 353.6 1217.8 5279. рас+HCl 3 КОБС 4 457 3384.5 1546.7 376.6 891.5 407.4 762. Итого 13 9327 11225 1553 2217 Итого на 666.2 801.8 111 158.4 532. скв./опер.

Таким образом, можно констатировать, что опытно-технологические ра боты показали достаточно высокую эффективность: 666,2 т дополнительно до бытой нефти на 1 скважино-операцию, а также неплохие экнономические пока затели и успешность, равную 85,7 %.

ВЫВОДЫ 1. Разработана методика оценки агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефти с учетом их физико-химических свойств в различных тер мобарических условиях.

2. Изучена кинетика агрегации асфальтенов. Доказано, что агрегация ас фальтенов в нефти лимитируется диффузией с временем агрегации от 8 до суток.

3. Разработана методика выбора скважин и технологий для ОПЗ в карбо натных коллекторах с целью восстановления их продуктивности.

4. Разработан новый комплексный растворитель для удаления асфальтос молистых отложений из ПЗП. Показана и оценена эффективность его воздейст вия, которая составляет 19-40 %.

5. Предложен метод оптимизации забойного давления в зависимости от термобарических условий пласта и условий агрегативной устойчивости асфаль тенов, суть которого сводится к выбору такого забойного давления, чтобы при наибольшем дебите нефти минимизировать выпадение асфальтенов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих рабо тах:

1. Волошин А.И., Рагулин В.В., Ганиев И.М., Халимов Р.Х., Фахретдинов Р.Н., Манырин В.Н., Телин А.Г. Диагностика отложений АСПО в околосква жинной зоне пласта // Интервал. - 2003. - № 8. –- С. 5-11.

2. Волошин А.И., Рагулин В.В., Телин А.Г., Исмагилов Р.Х., Халимов Р.Х., Шадымухамедов С.А. Разработка и внедрение диагностики отложений АСПО, их предупреждение и удаление на месторождениях Западной Сибири и Волго-Уральской нефтяной провинции // Тез. докладов 12 Евр. симп. «Повы шение нефтеотдачи пластов».- Казань.-8-10/IX-2003. – С. 250-254.

3. Халимов Р.Х., Барахтин С.В., Смыков Ю.В. Организация сбора данных и оперативное управление процессом нефтедобычи в программном комплексе «Черное золото» // Информационные технологии. – 2003. - № 5. – С. 114-115.

4. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Федотов Г.А., Хали мов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – 2001. - № 8. – С. 27-29.

5. Хисамов Р.С., Хисамутдинов А.И., Тазиев М.З., Халимов Р.Х., Мукми нов Ф.Х., Хабибуллин И.Т. Совершенствование методов аналитических иссле дований и построение карт температурных полей при заводнении // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – 2001. - № 8. – С. 64-66.

6. Смыков В.В., Халимов Р.Х., Курамшин Ю.Р., Тахаув А.Г. О некоторых факторах влияния на процесс образования сульфида железа при добыче угле носной нефти // Нефть Татарстана. – 2001. - №2. - С. 44-49.

7. Халимов Р.Х., Волошин А.И., Телин А.Г. Выявление скважин с интен сивными отложениями асфальтосмолистых веществ в околоскважинной зоне пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти // Геология, геофи зика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 12. -С. 34-38.

8. Халимов Р.Х., Смыков В.В., Ханнанов М.Т., Волошин А.И., Ганиев И.М., Телин А.Г. Способ выбора скважин для проведения интенсификации воз действием растворителя // Георесурсы. – 2004. - № 2(16). – С. 18-22.

9. Халимов Р.Х., Смыков В.В., Фархуллин Р.Г., Волошин А.И., Ганиев И.М., Телин А.Г. Удаление асфальтосмолистых отложений из призабойной зо ны пласта с помощью органических растворителей – перспективный путь вос становления продуктивности скважин малодебитного фонда // Интервал. – 2004. - № 7. – С. 7-14.

Соискатель Р. Х. Халимов




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.