WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

УДК 622.276.72

На правах рукописи

Гареев Фарит Радикович

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ
ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО­СМОЛИСТОПАРАФИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Специальность 25.00.17

–  Разработка и эксплуатация
нефтяных и  газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук

Уфа 2012

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель

– доктор технических наук, профессор

Абдуллин Рафиль Сайфуллович

Официальные оппоненты:

Карамышев Виктор Григорьевич,

доктор технических наук, профессор,

ГУП «ИПТЭР», главный специалист
по патентной и изобретательской работе

Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук,

Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент
кафедры геологии и разведки
нефтегазовых месторождений

Ведущая организация

– ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится 27 ноября 2012 года в 1330 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном
предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 октября 2012  года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор                 Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается тенденция к увеличению доли трудноизвлекаемых ресурсов. Всё больше вводится в эксплуатацию залежей с нефтью, характеризующейся высокой вязкостью и высоким содержанием асфальтеносмолистопарафинистых (АСП) веществ, которые в пластовых условиях растворены в нефти.

Процессы нефтеизвлечения подразумевают изменение естественных термобарических условий залежей, что приводит к отложению АСП веществ в пористой среде призабойной зоны пласта (ПЗП) скважины и на поверхности глубинно-насосного оборудования (ГНО). Для предотвращения осложнений применяются обработки химическими реагентами (ингибиторами, деэмульгаторами и др.), магнитным, электромагнитным, акустическими полями. Достаточно широко используют тепловые методы удаления асфальтеносмолистопарафинистых отложений (АСПО) с применением горячей нефти или реагентов-растворителей, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции. Зачастую проведение мероприятий по удалению и предупреждению органических отложений оказывается малоэффективным, что связано с недостаточной эффективностью того или иного вида воздействия. Комбинирование методов и технологий различных видов воздействий на отложения, учитывая существующие технологические режимы работы скважин, свойства и составы высокомолекулярных отложений, представляется очень перспективным направлением борьбы с АСПО. Поэтому исследования, направленные на совершенствование методов борьбы с органическими отложениями, являются актуальными.

Цель работы – разработка комплексной технологии удаления органических отложений на основе совершенствования и комплексирования существующих технологий борьбы с АСПО.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

  1. Исследование и анализ степени влияния геолого-технологических факторов на процессы отложения АСП веществ в пористой среде;
  2. Анализ и классификация методов и технологий борьбы с АСПО с целью выявления наиболее эффективных;
  3. Лабораторные исследования процессов растворения АСПО реагентами-растворителями различных составов;
  4. Разработка комплексной технологии удаления АСПО на внутрискважинном оборудовании и в призабойной зоне пласта;
  5. Промысловые испытания комплексной технологии и анализ полученных результатов.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на теоретическом представлении процессов отложения АСП веществ, рассмотрении, анализе данных лабораторных, промысловых экспериментов и систематизации полученных результатов применения предложенных разработок.

Научная новизна результатов работы:

  1. Определены оптимальные составы реагентов для удаления, ингибирования процесса образования АСПО;
  2. Определены оптимальные частоты микроволнового диапазона электромагнитного излучения нагрева АСПО в условиях месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции;
  3. Предложено комплексирование различных типов воздействий на АСПО.

На защиту выносятся:

  1. Соотношение компонентов реагента-растворителя с эффектом замедления процесса образования АСПО в пористой среде и на поверхности глубинно-насосного оборудования;
  2. Величины оптимальных частот микроволнового диапазона электромагнитного излучения нагрева АСПО;
  3. Комплексная технология удаления АСПО с использованием колтюбинговых установок.

Практическая ценность результатов работы

Результаты исследований, полученные в диссертации, могут быть использованы при проектировании эффективных и безопасных технологий добычи трудноизвлекаемых запасов нефти, а также при реализации мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-практических конференциях «Нефтегазопереработка и нефтехимия» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.) и в рамках Нефтегазового форума (г. Уфа, 2010 г.), на научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов (г. Уфа, 2011 г., 2012 г.), на XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2012 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе  в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки  РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 128 наименований. Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 22 рисунка, 17 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведены современные представления о механизме образования органических отложений и лабораторные исследования состава
АСПО различных типов в условиях месторождений Республик Башкортостан и Татарстан.

Основу исследований в диссертации составили теоретические и практические работы ученых в области добычи углеводородов, в числе которых: Х. Азиз, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, С.Г. Бажайкин, В.Ф. Базив, Б.Т. Баишев, К.С. Баймухаметов, Г.И. Баренблатт, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Борисов, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, А.Г. Гумеров, Р.Х. Гильманова, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, В.Г. Карамышев, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, Р.Х. Муслимов, Р.Я. Нугаев, М.К. Рогачёв, Б.Ф. Сазонов, М.Х. Султанов, М.А. Токарев, Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Хазипов, Р.С. Хисамов, К.Ш. Ямалетдинова и другие.

В современном представлении АСП соединения – это сложная углеводородная физико-химическая смесь, в состав которой входит целая гамма веществ: парафины – углеводороды метанового ряда  – , асфальтены, смолистые соединения, масла, механические примеси, вода. До процесса нефтеизвлечения эти соединения растворены в нефти, в процессе добычи нефти выделяются из неё и откладываются в пористой среде ПЗП скважин и на их стенках.

Содержание отдельных компонентов в АСП массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристик нефти.

Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. Нефти одного и того же района содержат тем меньше парафина, чем больше в них смолистых веществ. Содержание парафина в нефти одного и того же месторождения возрастает с увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов. Твердые парафины с более высокой молекулярной массой плавятся при более высоких температурах. Парафины в твердом состоянии имеют плотность 0,865…0,940 г/см3, а в жидком – 0,777…0,790 г/см3. Парафины достаточно хорошо растворяются в органических жидкостях. Растворимость снижается с увеличением их молярной массы и увеличивается с повышением температуры растворителя. Неорганические кислоты и щелочи не действует на парафин не только при низких температурах, но и при высоких.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, не летучи, имеют большую неоднородность. По классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти содержание смолистых веществ в ней увеличивается. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми (1…3 % масс.) даже в пределах одного и того же месторождения. Содержание смолистых веществ и парафина связано обратным соотношением.

В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2…5 % масс.). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м3, они хорошо растворяются в бензоле, но не растворимы в спирте и бензине.

Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. Основными компонентами отложений в призабойных зонах являются АСП соединения и тугоплавкие парафины, в стволах скважин – легкоплавкие парафины. Содержание асфальтосмолистых соединений в добываемой нефти может достигать 20…40 % (по массе), парафинов – 20…70 % (по массе). Температура застывания парафинов на 3…10 °С выше температуры застывания отложений и составляет 66…75 °С.

В настоящее время считается, что образование АСПО в ПЗП и скважинном оборудовании происходит при добыче нефти как результат изменения термобарических условий нефти и её разгазирования. При выделении парафина из нефти в виде кристаллов происходит их укрупнение и осаждение на любой твердой поверхности.

Выделение парафина из нефти приводит и к отложению асфальтеносмолистых соединений, частиц минерального скелета коллектора, кристаллов неорганических солей и мехпримесей. Эти составляющие отложений затрудняют процесс их удаления и придают АСПО определенную прочность.

Состав и свойства пластовых флюидов, геолого-физические и технико-технологические условия разработки какого-либо нефтяного месторождения предопределяют состав и прочность АСПО. По результатам многочисленных исследований состав АСПО при добыче нефти в основном представлен следующими компонентами: 40…60 % твердого парафина и менее 10 % микрокристаллического парафина, 10…56 % смол и асфальтенов, воды, песка и неорганических солей.

Вторая глава посвящена анализу применения различных методов и технологий ингибирования процессов образования, удаления АСПО в стволе и в ПЗП скважины.

В настоящее время все методы и технологии борьбы с органическими отложениями делятся на два больших класса: методы предупреждения образования АСПО и методы их удаления. Методы предупреждения образования АСПО делятся на: механические, тепловые, химические, физические.

Механические методы подразумевают использование насосно-компрессорных труб (НКТ) с различными покрытиями. Материалом покрытия могут быть эпоксидные смолы, эмаль, стекло, стеклоэмаль. Для предотвращения образования АСПО в последние годы предложены стеклопластиковые НКТ. Футеровка труб создает более гладкую поверхность, что приводит к ослаблению адгезии кристаллов парафина к поверхности НКТ и, соответственно, способствует предупреждению образования отложений. В результате механического воздействия на хрупкое покрытие НКТ при транспортировке, проведении ремонтов и эксплуатации скважин покрытие теряет свою целостность и защитные свойства к образованию органических отложений. В этой связи футеровка НКТ не нашла широкого применения.

Тепловые методы предполагают поддержание температуры нефти, при которой парафин остается в растворенном состоянии и уносится потоком добываемой жидкости. К этой группе методов относятся: кабельные и скважинные нагреватели, теплоизолированные трубы. Эта группа методов характеризуется высокими затратами, поэтому и не нашла широкого применения в промышленности.

К физическим методам предупреждения АСПО относятся такие, как магнитный, электромагнитный, акустический и установка на лифтовой колонне сопла «Лаваля». Наиболее перспективным видится использование электромагнитного излучения сверхвысокой частоты, которое позволяет не только предупредить образование отложений на поверхности скважины, но и удалить уже образовавшиеся отложения и не только в скважине, но и в пористой среде ПЗП.

К химическим методам предупреждения относятся ингибиторы АСПО. По механизму действия различают смачивающие агенты, депрессаторы и модификаторы.

Механизм действия смачивающих агентов заключается в создании на твердой поверхности гидрофильной защитной пленки. Наличие такой пленки препятствует образованию кристаллов парафина. Механизм действия депрессаторов заключается в обволакивании кристаллов парафина, затрудняя их дальнейший рост. Механизм действия модификаторов базируется на взаимодействии их молекул с молекулами парафина, направлен на замедление или препятствовании роста кристаллов.

Методы удаления АСПО подразделяются на следующие группы: механические, тепловые, химические, комбинированные, нетрадиционные.

Для механического удаления органических отложений применяют скребки различных конструкций, которые при подъёме срезают АСПО с поверхности труб. Бывают скребки спиральной, пластинчатой форм, некоторые из них крепятся на стальной проволоке. Существуют так называемые «летающие» скребки. Кроме скребков в группу механических методов удаления АСПО входят разбуривающие устройства.

К группе тепловых методов удаления органических отложений относят промывку скважины подогретой нефтью или горячей водой. Подогрев рабочего агента производится с помощью агрегата для депарафинизации скважин и паропроизводительной установки. Промывка скважины ведется прямой или обратной циркуляцией.

В промысловой практике для удаления отложений чаще применяют органические растворители, например нефтяной дистиллят. Эффективность воздействия растворителей зависит напрямую от величины содержания смол и асфальтенов в АСПО. В этой связи в растворители включают ароматические углеводороды типа пиролиза смолы и 4,4-диметил-1,3-диоксана.

Наиболее эффективный из комбинированных методов – теплохимический. Удаление АСПО осуществляется горячим растворителем с добавками щелочных металлов, например натрия. При этом происходит химическая реакция с выделением большого количества тепла.

К группе нетрадиционных методов относятся ультразвуковой, вибрационный и бактерицидный. С использованием этих методов возможно локальное разрушающее действие на парафиноотложения, способствующее их диспергированию и выносу потоком жидкости из скважины. Но это слабо отражается на межочистном периоде.

Основываясь на анализе результатов проводившихся работ, можно сказать, что наиболее эффективными, универсальными методами предупреждения и удаления АСПО являются химические и, отчасти, физические методы. Тем не менее, у каждой из этих групп методов есть ограничения. Комплексирование этих методов позволит существенно расширить границы их применения. Поэтому дальнейшие исследования проводились в направлении комплексирования и совершенствования методов удаления АСПО.

Третья глава посвящена разработке комплексной технологии удаления и предупреждения образования АСПО в скважине и её призабойной зоне.

Обычно в качестве реагентов-растворителей АСПО используют индивидуальные растворители и многокомпонентные составы, они обладают высокой проникающей, растворяющей способностью по отношению к АСПО. Отмечено, что при повышении температуры растворителя резко растет его растворяющая способность и повышается эффективность операций по удалению АСПО, поэтому растворитель нагревают или его подают вместе с паром.

Осуществить нагрев растворителя в поверхностных условиях не всегда представляется возможным из-за требований безопасности. Подача растворителя с паром тоже не всегда возможна, т.к. при попадании в пласт начинается процесс конденсации водяных паров, что может привести к образованию стойких эмульсий. Но нагрев растворителя в условиях ПЗП скважин очень перспективен.

Выбор растворителя АСПО индивидуален на каждом месторождении и определяется составом отложений, прочностью осадка, способом эксплуатации скважин. В процессе очистки скважинного оборудования реагент может находиться в статическом контакте с АСПО. При циркуляции растворителя, если это возможно, существенно возрастает эффективность растворения. Время контакта растворителя и отложений колеблется от нескольких до 24 часов. При обработке призабойной зоны пласта с целью очистки от АСПО расход реагента обычно составляет от 1,5 до 5,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта.

Индивидуальные органические растворители характеризуются высокими растворяющими способностями по отношению ко многим органическим соединениям. Использование этих реагентов на практике нефтедобычи очень ограничено благодаря тому, что сернистый углерод и используемые составы с содержанием сернистого углерода высокотоксичны и пожароопасны. Дихлорпропан опасно использовать из-за негативного воздействия углеводородов данного класса соединений на процессы нефтепереработки. С учетом этого промышленность производит продукты сложного органического синтеза, в частности
2-метил-метиленбисамин; 4-(1-пропенил)-1,3-диоксан; 4,4-метил-5,6-дигидропиран; 2-метилфуран углеводородных газов в небольших количествах. Ограниченное применение толуола связано с его высокой стоимостью и затратами на транспортировку. По этим причинам применение индивидуальных органических композиций ограничено.

Наибольшее распространение получили растворители-удалители АСПО природного характера, а именно газоконденсат, газовый бензин, смесь сжиженных нефтяных газов, легкая нефть.

Основными достоинствами таких растворителей являются их схожесть с нефтью и доступность сырья. Помимо этого, их добывают или производят в тех нефтяных районах, где они имеют низкую стоимость и не влияют на дальнейшие процессы переработки нефти. По химическому составу данные растворители относятся к легким фракциям парафиновых углеводородов С3 – С6. Эффективность их небольшая, поскольку смолы, включая асфальтены, плохо растворимы в органических соединениях этого класса. В связи с этим при удалении парафинов из призабойной зоны скважин возможны отложения асфальтенов в порах пласта, а это ведет к снижению его фильтрационных характеристик.

Отмечено, что с ростом содержания в растворителе ароматических углеводородов происходит значительный рост растворимости АСПО (до 2,5 раз). Однако при достижении содержания ароматических углеводородов в 25 % дальнейшего увеличения растворимости не происходит.

Наличие ароматических углеводородов позволяет эффективно растворять асфальтеносмолистые вещества, которые мало- или нерастворимы в парафиновых углеводородах.

Недостатками большинства известных составов растворителей АСПО являются невысокая эффективность «улучшения» коллекторских характеристик ПЗП после удаления отложений с высоким содержанием асфальтенов и смол, а также высокая агрессивность к резинотехническим материалам. В этой связи был предложен многофункциональный углеводородный растворитель комплексного действия – РКДмф (ООО ИПФ «Нефтехимтехнологии»). РКДмф получают в результате смешения ароматических, алифатических и нафтеновых углеводородов нормального и изомерного строений. В составе РКДмф также содержатся ингибирующие, бактерицидные и сероводородпоглощающие добавки: амины, полиэтиленполиамин, триэтилентетрамин и нитрилоакриловая кислота. Данные добавки выполняют как известные функции – растворителя органических осадков и ингибитора их образования, так и новые функции – бактерицида, обладающего защитными свойствами, ингибитора коррозии и поглотителя сероводорода.

Проведены лабораторные исследования по оценке комплексных свойств РКДмф нескольких модификаций. Исследования проводились на органоминеральных осадках, образующихся в стволе скважины и в призабойной зоне пласта. Составы осадков приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Составы осадков, используемых в лабораторных экспериментах

№ пробы

Интервал отбора
проб осадка, м

Содержание, % масс.

асфальтены

смолы

парафины

1

2480

21,5

13,4

9,6

2

2400

10,0

2,7

1,0

3

1200

5,7

12,9

30,1

4

1240

10,1

8,6

2,7

Определение эффективности растворяющего и диспергирующего действий реагента проводили по методу потери веса образца в течение контрольного времени в статических условиях. Кроме того, в процессе лабораторных исследований оценивали ингибирующую способность реагента (степень защиты от коррозии), степень поглощения сероводорода и защитное бактерицидное действие составов. Результаты исследований приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Влияние активных добавок в растворителе на его эффективность

Показатели

Значения показателей при различных
величинах активных добавок в РКДмф

2,5 % масс.

5,0 % масс.

7,5 % масс.

Растворение АСПО, %

65

72

70

Отмыв АСПО, %

35

28

30

Степень защиты от коррозии
при концентрации растворителя
30 мг/л, %

16

78

73

Расход реагента при 100 %-ной защите от биокоррозии, мг/л

130

100

180

Степень поглощения H2S
при концентрации реагента
400 мг/л, %

30

57

48

Расход на 1 м толщины пласта, м3

0,4…0,5

0,4…0,5

0,4…0,5

Данные в таблице 2, характеризующие растворитель РКДмф, получены для различных концентраций аминов, полиэтиленполиаминов, триэтилентетрааминов и нитрилоакриловой кислоты. Содержание остальных компонентов в составах оставалось постоянным. Оценку растворяющей и диспергирующей способностей проводили с целью определения эффективности составов по очистке призабойной зоны пласта, так как диспергированный осадок в большинстве случаев приводит к снижению проницаемости средне- и низкопроницаемых коллекторов.

Кроме того, предлагаемый растворитель прошел сравнительные испытания (рисунок 1) с ранее применявшимися растворителями, такими как: Нефрас, СНПХ-7870, МИАпром, ЖОУ, газовый бензин, гексановая фракция, толуольная фракция, бутилбензольная фракция, альфаметилстирольная фракция, этилбензольная фракция, дистиллят, жидкие продукты пиролиза, кубовые остатки от ректификации высших спиртов, реагент ХТ-54 (фирмы «Петролайт», США).

1 – Нефрас С3 (40 С); 2 – Нефрас С3 (60 С);
3 – СОНПАР- 5402 (40 С); 4 – СОНПАР-5402 (60 С);
5 – РКДмф (40 С); 6 – РКДмф (60 С)

Рисунок 1– Растворимость АСПО в различных растворителях
при различных температурах

Проведенные лабораторные испытания по оценке растворяющих и удаляющих свойств показали, что РКДмф в 1,8…2,8 раза эффективнее по растворяющей АСПО способности по срав­нению с другими ис­следуемыми раствори­телями. Результаты ла­бораторных исследо­ваний по определению влияния РКДмф на подавление биоценоза и сульфатредукции, а также отмыв бакте­риальных компонен­тов осадков показали, что удаление микро­организмов, подавле­ние сульфатредукции и нейтрализация сероводорода происходят только при применении РКДмф, известные растворители таким комплексным действием не обладают.

Производили также оценку влияния растворителя на электрический кабель, подводящий питание к насосу, и полихлорвиниловую трубку, используемую для подачи деэмульгатора на прием насоса. Результаты исследований показали, что изменение образцов после контакта с реагентом РКДмф весьма незначительно и в течение 24 часов практически не изменяется.

Ещё одним достаточно перспективным методом удаления АСПО является применение высокочастотного электромагнитного поля. Применение этого воздействия на пластовые флюиды, в том числе и органические отложения в пористой среде, приводит к их разогреву. При использовании этого метода осуществляется глубокий объемный нагрев с малым градиентом температуры, что является важным с точки зрения интенсификации притока жидкости к скважине. Уменьшается вязкость нефти, увеличивается пластовое давление вследствие выделения растворенных газов и испарения легких фракций углеводородной пластовой жидкости.

Зона теплового воздействия определяется способом создания высокочастотного электромагнитного поля (ЭМП) в пласте, напряженностью, частотой, а также электрическими свойствами пласта. Она мало зависит от коллекторских свойств пласта и начального притока нефти в скважину, что позволяет применять электромагнитное воздействие (ЭМВ) при одновременной эксплуатации скважин.

В результате применения ЭМВ осуществляются:

1) глубокий прогрев призабойной зоны пласта электромагнитным полем высокой частоты;

2) вызов и значительное увеличение притока нефти к скважине;

3) увеличение приемистости низкопроницаемых пластов;

4) очистка призабойной зоны скважины;

5) разрушение парафиновых, газогидратных и асфальтосмолистых пробок в скважинах.

Помимо эффектов, связанных с прогревом пласта, ЭМВ способствует:

1) снижению температуры начала кристаллизации парафина в нефти, изменению ее реологических характеристик;

2) деэмульсации нефти как на забое скважины, так и в продуктивном пласте;

3) снижению поверхностного натяжения на границах раздела фаз «нефть – вода», «нефть – порода», что повышает коэффициент вытеснения за счет доотмыва пленочной и капиллярно-удерживаемой нефти;

4) появлению дополнительных градиентов давления за счет силового взаимодействия ЭМП с пластовыми жидкостями.

При воздействии на пласт часть энергии распространяющихся в пласте электромагнитных волн преобразуется в тепло из-за диэлектрических потерь в нефтенасыщенной породе пласта. Вследствие этого в пласте практически мгновенно (электромагнитные волны распространяются в среде с очень большой скоростью) возникают объемные распределенные источники тепла, чем и объясняется большой радиус охвата тепловым воздействием.

Исследовались волноводные типы мод с целью оптимизации частот в микроволновом диапазоне для диаметров эксплуатационных колонн, обычно применяемых в нефтедобыче.

На рисунке 2 приведены итоговые данные экспериментальных исследований в виде графиков частотных зависимостей коэффициента потерь в заполнении коаксиального отрезка. 

1 – в воздухе; 2 – в нефтенасыщенной пористой среде;
3 – в пористой среде, заполненной АСПО

Рисунок 2 – Графики зависимостей коэффициента потерь в различных средах

В результате анализа графиков определено, что потери в АСПО при частотах 5…18 ГГц заметно превышают потери в чистой нефти. Поэтому отложения будут нагреваться сильнее, чем чистая нефть. Разогрев органических отложений будет способствовать снижению их вязкости, что позволит фильтрующемуся потоку вынести АСП вещества из порового пространства ПЗП.

Колтюбинговая технология  с использованием безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) имеет следующие преимущества перед традиционными технологиями выполнения ремонта скважин:

  • обеспечивается герметичность устья обрабатываемой скважины на всех этапах выполнения технологических операций;
  • обеспечивается проведение работ в нефтяных скважинах без их предварительного глушения;
  • обеспечивается безопасность и сокращается время проведения спускоподъемных операций, так как в данном случае не нужно осуществлять «свинчивание – развинчивание» резьбовых соединений и перемещать НКТ;
  • уменьшается период подготовительных и заключительных операций при монтаже и демонтаже агрегата, в связи с чем продолжительность ремонта с применением колтюбинга по сравнению с традиционным подходом (капитальный ремонт скважин при помощи А-50) в 2…3 раза меньше;
  • повышается качество промывки (очистки) ствола скважины при непрерывной циркуляции, создаваемой во время спуска БДТ, по сравнению с традиционными методами промывки;
  • сокращается до минимума время контакта агрессивной среды с обсадной колонной, НКТ и подземным оборудованием;
  • исключается возникновение  ситуаций, связанных с внезапными выбросами, открытым фонтанированием;
  • исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями;
  • значительно улучшаются условия труда работников бригад по ремонту скважин.

В результате проведенного исследования была разработана комплексная технология удаления АСПО как в стволе, так и в ПЗП скважины. Технология подразумевает комплексирование химического и электромагнитного воздействий высокой частоты на органические отложения, что совместно с использованием колтюбинговых установок обеспечит эффективное удаление АСПО при относительно малых затратах на проведение обработки (рисунок 3).

Технология включает несколько последовательных воздействий с выносом продуктов реакции с помощью колтюбинговой установки:

  • спуск генератора электромагнитного излучения сверхвысокой частоты до интервала перфорации;
  • применение динамической ванны с использованием многофункционального растворителя РКДмф с целью удаления АСПО со ствола скважины и очистки перфорационных отверстий, чтобы обеспечить связь с пластом для закачки следующей оторочки растворителя в ПЗП;

Рисунок 3 – Схема расположения
оборудования при реализации
комплексной технологии (вариант)

  • закачку оторочки растворителя в ПЗП с целью растворения тугоплавких парафинов и асфальтеносмолистых соединений;
  • воздействие на органические отложения ПЗП высокочастотным электромагнитным полем с целью нагрева этих отложений и более эффективного их удаления из пористой среды;
  • удаление продуктов реакции из ПЗП и ствола скважины.

В четвертой главе приведены результаты применения комплексной технологии на месторождениях Волго-Урала.

Программа испытаний предполагала на первом этапе выбор скважин для применения комплексной технологии, который сводится к анализу температур в призабойной зоне пласта, забойных давлений, оценке динамики уменьшения коэффициента продуктивности скважин (изменению скин-фактора) и учету выпадения АСПО на подземном оборудовании. Подбор скважин может производиться с использованием информационно-поисковых систем или программ.

При этом выбираются скважины с забойным давлением ниже давления насыщения или забойной температурой ниже температуры начала кристаллизации АСПО, а также скважины с пониженным коэффициентом продуктивности. Так как процессы образования АСПО, в том числе и в ПЗП скважины, происходят постепенно, то выбираются скважины, которые проработали некоторое время (5…8 месяцев) в условиях, благоприятных для образования этих отложений.

Комплексную технологию рекомендуется применять в скважинах, дебит которых снизился из-за образования АСПО в стволе и в ПЗП скважины, характеризующихся следующими геолого-физическими условиями:

- наличием неоднородных по проницаемости пропластков;

- качественным сцеплением цементного камня с породой и колонной в 15…20 м выше и ниже обрабатываемого интервала пласта;

- зумпфом не менее 5 м от нижних дыр перфорации;

- обводненностью добываемой продукции не более 90 %;

- текущим дебитом по нефти не менее 1,5 т/сут;

- герметичной эксплуатационной колонной.

Результаты применения комплексной технологии удаления АСПО определялись по методике в соответствии с нормативными положениями. Изменение технологических показателей представлено в таблице 3. Эффект за
2010-2011 гг. составляет 2670 тонн дополнительно добытой нефти.

Таблица 3 – Результаты проведенных опытно-промышленных работ (ОПР)

№ п/п

№ сква­жины

Интервал перфорации, м

Депрессия, МПа

Скин-фактор, д.е.

Технологические параметры

до

ОПР

после ОПР

до ОПР

после ОПР

до ОПР

после ОПР

qH, т/сут

fB, %

qH, т/сут

fB, %

Опытно-промышленные работы 2010 г.

1

3352

1700,0…1718,8

7,2

4,6

1,323

-0,180

1,6

74,5

4,9

62,7

2

3624

1656,4…1676,0

7,4

7,3

0,153

-0,189

8,7

85,8

12,2

73,8

3

4867

1732,4…1737,4

7,1

5,6

0,280

-0,293

0,9

55,0

3,6

24,5

Опытно-промышленные работы 2011 г.

4

5476

1720,6…1745,0

3,2

3,1

0,309

-0,049

3,6

85,0

12,2

71,0

5

3956

1646,8…1648,6

5,3

5,4

0,202

-0,223

1,6

87,0

7,2

66,0

Итого по всем скважинам

16,4

40,1

В среднем на одну скважину

3,28

8,02

Кроме очевидного «улучшения» технологических параметров (рисунок 4), отмечается замедление темпов снижения дебитов обработанных скважин, что косвенно говорит о замедлении процессов образования АСПО, т.е. отмечается ингибирующий эффект проводимых мероприятий.

Приведенные результаты внедрения дают основание считать, что разработанная комплексная технология удаления АСПО в стволе и ПЗП скважины в процессе текущего ремонта является эффективным мероприятием по интенсификации добычи скважин.

а)

б)

Рисунок 4  – Технологические параметры работы скважины № 5476
до (а) и после (б)  проведения комплексного воздействия

По результатам успешного опробования предлагаемой технологии разработан проект «Временной инструкции по применению комплексной технологии удаления АСПО в призабойной зоне пласта на добывающих скважинах».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

  1. Исследования и анализ степени влияния геолого-технологических факторов на процессы отложения АСП веществ в пористой среде показали, что состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. Основными компонентами отложений в призабойных зонах являются АСП соединения и тугоплавкие парафины, в стволах скважин – легкоплавкие парафины. Первоначально происходит образование кристаллов парафина, которые служат центрами последующей кристаллизации других веществ органической, неорганической природы, что способствует их выделению из пластовой нефти и осаждению на твердой поверхности.
  2. Известные в настоящее время методы и технологии ингибирования процессов образования и удаления АСПО делятся на два класса: методы предупреждения и методы удаления АСПО. Наиболее эффективные среди них – группы химических и физических методов. С целью расширения границ применения этих методов предложено комплексировать эти виды воздействий на органические отложения.
  3. Лабораторные исследования показали, что растворитель АСП веществ предлагаемого состава обладает большей растворяющей способностью, чем используемые в настоящее время растворители, в 1,8…2,8 раза. Кроме того, реагент обладает низкой коррозионной активностью по отношению к неметаллическим частям ГНО.
  4. В результате проведенного исследования разработана комплексная технология удаления АСПО, основанная на комплексировании химического и высокочастотного электромагнитного воздействия. Эта технология позволяет удалять не только легкоплавкие парафины с поверхностей эксплуатационной скважины и ГНО, но и тугоплавкие парафины и асфальтеносмолистые отложения из ПЗП скважины. Реализация технологии подразумевает использование колтюбинговой установки, что позволяет существенно повысить технологичность операций, безопасность работ и снизить затраты на проведение обработки.
  5. Промысловое опробование комплексной технологии проводилось
    в 2010-2011 гг. В результате применения технологии были удалены органические отложения в скважине и ПЗП, о чем косвенно свидетельствует увеличение дебитов. Отмечено замедление процессов отложения АСПО, особенно в ПЗП. Дополнительно добыто более 2,6 тыс. т нефти.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Абдуллин Р.С., Шагитов Р.Р.,  Гареев Ф.Р. Технология эксплуатации наклонно-направленных скважин // Нефтепромысловое дело. 2011. № 5. С. 34-35.

2. Абдуллин Р.С., Шагитов Р.Р.,  Гареев Ф.Р. Технология  эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями // Нефтепромысловое дело. 2011. № 6. С. 36-37.

3. Шагитов Р.Р., Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Эксплуатация наклонно-направленных скважин с пакером, установленным под зоной многолетнемерзлых пород // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2011. Вып. 3 (85). С. 26-29.

Прочие печатные издания

4. Гареев Ф.Р. Особенности применения термохимической технологии направленной кислотной обработки нефтегазовых месторождений // Нефтегазопереработка и нефтехимия 2009. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа: Изд-во ИНХП, 2009. С. 176-178.

5. Гареев Ф.Р. Интенсификация добычи нефти и газа // Нефтегазопереработка и нефтехимия 2010. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа: Изд-во ИНХП, 2010. С. 54-56.

6. Абдуллин Р.С., Шагитов Р.Р., Сачков К.В., Гареев Ф.Р. Состояние расчета основных технологических показателей  горизонтальных скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2011. С. 35-36.

7. Абдуллин Р.С., Шагитов Р.Р., Сачков К.В., Гареев Ф.Р. Особенности моделирования стволов горизонтальных и полого направленных скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2011. С. 37-40.

8. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. К вопросу об интенсификации добычи углеводородов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2012. С. 20-21.

9. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. К вопросу о гидратообразующих свойствах буровых растворов для бурения скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2012. С. 73-75.

10. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. К вопросу об очистке призабойной зоны пласта // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2012. С. 76-80.

11. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Способы удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2012. С. 81-82.

12. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Методика воздействия на призабойную зону нефтедобывающих скважин // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума. Уфа, 2012. – С. 98-99.

13. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Современное представление об органических отложениях и методы борьбы с ними // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. в рамках ХII Российского энергетического  форума. Уфа, 2012. – С. 60-61.

14. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Выбор наиболее эффективных методов борьбы с асфальтеносмолистыми отложениями // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. в рамках ХII Российского энергетического  форума. Уфа,  2012. – С. 62-63 .

15. Абдуллин Р.С., Гареев Ф.Р. Комплексная технология удаления органических отложений в призабойной зоне скважин // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. в рамках ХII Российского энергетического  форума. Уфа,  2012. – С. 64-66.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 24.10.2012 г. Бумага писчая.

Заказ № 283. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.




© 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.