Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Технологические жидкости для глушения скважин и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений 10
1.1. Технологические жидкости для глушения скважин 10
1.1.1. Цели изадачи глушения скважин 10
1.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям глушения 12
1.1.3. Классификация жидкостей глушения и их применение 14
1.1.4. Глушение скважин с аномально-низким пластовым давлением 28
1.2. Технологические жидкости для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений 31
1.2.1. Состав и классификация АСПО 32
1.2.2. Условия и механизм образования АСПО 34
1.2.3. Влияние химического состава нефти на формирование АСПО 36
1.2.4. Методы борьбы с АСПО в добывающих скважинах 37
1.2.5. Промывка скважин от АСПО в условиях аномально-низкого пластового давления 45
Глава 2. Объекты и методы исследований 47
2.1. Характеристика исходных материалов 47
2.2. Характеристика методов исследования 53
Глава 3. Исследование удалителей АСПО 73
3.4.1. Исследование эффективности водных растворов ПАВ при отмыве от АСПО 73
3.4.1.1. Оценка совместимости ПАВ с минерализованной водой 74
3.4.1.2. Оценка диспергирующей способности водных растворов ПАВ по отношению к АСПО 75
3.4.1.3. Оценка отмывающей способности водных растворов ПАВ по отношению к АСПО 77
3.4.2. Исследование эффективности углеводородных растворителей АСПО..
3.4.3. Исследование влияния спиртов на отмыв от АСПО 89
Глава 4. Разработка реагента Нефтенол-УСП для промывки скважин от АСПО. Разработка промывочной жидкости и полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин от АСПО (ПСЖГ-УСП) на основе реагента Нефтенол-УСП .
Разработка комплексной технологии промывки скважин с использованием ПСЖГ-УСП в условиях АНПД 93
4.1. Разработка реагента Нефтенол-УСП и промывочной жидкости от АСПО на его основе 93
4.2. Разработка полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин от АСПО (ПСЖГ-УСП) на основе реагента Нефтенол-УСП 100
4.3. Разработка комплексной технологии промывки скважины от АСПО с использованием ПСЖГ-УСП в условиях АНПД
4.3.1. Критерии подбора скважин для промывки от АСПО с использованием блок-пачки ПСЖГ-УСП 106
4.3.2. Приготовление технологических жидкостей для проведения промывки скважин от АСПО при АНПД в промысловых условиях 107
4.3.3. Порядок проведения работ промывки скважин от АСПО при АНПД с
применением блок-пачки ПСЖГ-УСП 109
Выводы 111
Список литературы
- Требования, предъявляемые к жидкостям глушения
- Характеристика методов исследования
- Оценка диспергирующей способности водных растворов ПАВ по отношению к АСПО
- Разработка комплексной технологии промывки скважины от АСПО с использованием ПСЖГ-УСП в условиях АНПД
Введение к работе
Актуальность темы исследования
В настоящее время большинство месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, при этом большое количество скважин, характеризуется аномально-низким пластовым давлением (АНПД). Применение для глушения и промывки таких скважин стандартных растворов на водно-солевой основе способно ухудшить фильтрационные характеристики продуктивных пластов из-за их высокой фильтрации в пласт. При этом происходит кольматация пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.
Другой причиной, ускоряющей снижение производительности скважин, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности подземного оборудования (ПО) и в зоне интервала перфорации (ИП) скважины. Одним из эффективных методов удаления таких отложений является применение различных углеводородных (УВ) растворителей. Существенными недостатками всех традиционных УВ растворителей являются высокие пожаровзрывоопасность и стоимость, а также отсутствие способности удерживать в своем объеме диспергированные частицы АСПО.
Частая проблема отсутствия циркуляции в скважинах с АНПД не позволяет осуществить эффективную промывку этих скважин от АСПО из-за высокого поглощения промывочной жидкости в пласт.
В связи с отмеченным, при проведении ремонтных работ в добывающих скважинах для глушения необходимо использовать нефильтрующиеся технологические жидкости (ТЖ), а для промывки - составы, обладающие высокой моющей способностью от АСПО. Также, целесообразно ориентироваться на разработку технологических жидкостей многофункционального назначения с универсальными свойствами, позволяющими использовать жидкости для глушения скважин (ЖГ) одновременно для решения представленных выше задач.
Разработка состава ЖГ для скважин с АНПД, позволяющего сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта и обладающего эффективной
отмывающей способностью по отношению к АСПО, а также разработка комплексной технологии глушения и промывки скважин с АНПД являются актуальными научными и практическими задачами.
Степень разработанности темы
Большую роль в разработке составов и технологий глушения скважин внесли работы Рябоконя С.А., Зейгмана Ю.В., Магадовой Л.А., Заворотного В.Л., Глущенко В.Н., Булатова А.И., Рогачёва М.К., Крылова В.П., Зозули Г.П., Токунова В.И., Амияна В.А., Кистера Э.Г., и многих других отечественных и зарубежных ученых. Значительный вклад в изучение проблемы образования АСПО и разработку методов борьбы с отложениями внесли такие ученые, как Тронов В.П., Бабалян Г.А., Персиянцев М.Н., Рогачев М.К., Стрижнев КВ., Мазепа Б.А., Сизая В.В., Ибрагимов И.Г., Глущенко В.Н., Иванова Л.В. и др.
Однако, несмотря на существование технологий и химических реагентов для борьбы с отложениями АСПО, применение большинства из них не всегда эффективно при промывке скважин с АНПД, вследствие высокой фильтрации промывочной жидкости в пласт. Проблема промывки скважин с пониженным пластовым давлением исследована недостаточно.
Цель диссертационной работы
Повышение эффективности промывки скважин, осложненных АСПО, в условиях АНПД разработкой многофункциональной технологической жидкости, позволяющей сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, а также обладающей высокой отмывающей способностью по отношению к АСПО, и разработкой комплексной технологии глушения и промывки скважин с АНПД.
Основные задачи исследования
-
Изучение влияния поверхностно-активных веществ (ПАВ) различной природы, углеводородных растворителей различного группового состава и спиртов различной молекулярной массы на процесс отмыва ПО и зоны ИП от АСПО.
-
Проведение экспериментальных исследований с целью подбора оптимальных компонентов ТЖ для промывки скважин и оптимизации их концентраций для повышения эффективности удаления АСПО в условиях АНПД.
-
Изучение закономерностей взаимного влияния компонентов в исследуемых составах технологических жидкостей на отмывающие свойства от АСПО различных типов, а также функциональной роли каждого их них; разработка универсального реагента для промывки скважин.
-
Разработка многофункциональной нефильтрующейся технологической жидкости для промывки скважин от АСПО различных типов.
5) Создание комплексной технологии промывки от АСПО скважин с АНПД.
Научная новизна работы
-
Показано повышение эффективности отмыва ПО и зоны ИП от АСПО различного состава за счет применения в технологических жидкостях для промывки композиции неионогенного и анионного ПАВ: оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Na-солей, смеси спиртов различной молекулярной массы и углеводородных растворителей различного группового состава.
-
Обоснованы функциональные роли компонентов в составе разработанного реагента для промывки скважин Нефтенол-УСП: композиции ПАВ - оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Na-солей, смеси спиртов с различной молекулярной массой и углеводородных растворителей различного группового состава. Установлены синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов при их совместном использовании.
-
Установлены синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО при совместном использовании реагента Нефтенол-УСП и полисахаридного загустителя, входящего в состав полисахаридной жидкости для глушения скважин (ПСЖГ).
Практическая значимость работы
-
Разработан реагент Нефтенол-УСП для промывки скважин от АСПО различных типов.
-
Разработана многофункциональная нефильтрующаяся полисахаридная жидкость для глушения и промывки скважин (ПСЖГ-УСП), обладающая эффективными отмывающими свойствами.
3) Разработана комплексная технология промывки скважин с АНПД с
использованием ПСЖГ-УСП и промывочной жидкости на основе реагента
Нефтенол-УСП.
Методология и методы исследования
Методологической и теоретической основой исследования служат работы, посвященные изучению проблемы удаления АСПО и глушения скважин. В работе применялись стандартные методы исследований физико-химических свойств нефти и АСПО, проводились экспериментальные исследования технологических свойств разрабатываемых составов с использованием современного научно-исследовательского оборудования и стандартных методов анализа, а также специальных исследовательских методик.
Положения, выносимые на защиту
-
Применение в ТЖ для промывки скважин композиции из неионогенного и анионного ПАВ: оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Na-солей, смеси спиртов различной молекулярной массы и углеводородных растворителей различного группового состава способствует повышению эффективности отмыва АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов.
-
При совместном использовании композиции ПАВ - оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Na-солей; смеси спиртов с различной молекулярной массой; углеводородных растворителей различного группового состава (разработанный реагент Нефтенол-УСП), наблюдаются синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов.
3)При использовании реагента Нефтенол-УСП и полисахаридного загустителя, входящего в состав ПСЖГ (разработанный состав ПСЖГ-УСП), наблюдаются синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО.
4) Использование комплексной технологии промывки скважин с
применением разработанных технологических жидкостей на основе реагента
Нефтенол-УСП (промывочной жидкости и многофункциональной
нефильтрующейся полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин ПСЖГ-УСП) позволит произвести более эффективную промывку скважин в условиях АНПД.
Степень достоверности результатов проведенных исследований
Основные научные положения, изложенные в работе, достаточно полно и убедительно подтверждены результатами экспериментальных исследований с использованием современного научно-исследовательского оборудования и воспроизводимостью полученных данных.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: I Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 26 июня 2014 г.); VII Международном промышленно-экономическом форуме «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 11-12 декабря 2014 г.); II Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 26 июня 2015 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Требования, предъявляемые к жидкостям глушения
От качества приготовленных жидкостей глушения зависит срок вывода скважины на рабочий режим и производительность скважины после ремонта. Поэтому вопросам приготовления жидкости глушения должно уделяться соответствующее внимание. К жидкостям глушения скважин предъявляются следующие требования [1, 4-6, 8, 9]: 1) плотность раствора должна обеспечивать создание противодавления на продуктивный пласт, но не превышать расчетного значения; 2) жидкость для глушения скважин должна быть совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами; 3) плотность и вязкость жидкости глушения должны быть регулируемыми; 4) фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды; 5) жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»; 6) жидкость глушения не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм (общее содержание мехпримесей не должно превышать 40 мг/л); 7) ЖГ при проникновении в поры пласта не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода; 8) жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование (скорость коррозии стали не должна превышать 0,1-0,12 мм/год); 9) жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях; 10) жидкость глушения должна быть негорючей, взрыво- и пожаробезопасной, нетоксичной; 11) жидкость глушения должна быть технологичной в приготовлении и применении; 12) на месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода; 13) жидкость глушения должна соответствовать экономическим требованиям (относительно низкая стоимость, доступность ее компонентов); 14) жидкость глушения должна быть пригодной к утилизации при существующей системе утилизации технологических жидкостей в нефтяной коллектор; 15) выбор жидкости глушения, а также способа ее приготовления должен осуществляться в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.
На современном этапе разработки месторождений необходимо решать такие задачи как, установление нового значительно расширенного ассортимента жидкостей глушения, увеличение требований к их качеству, следовательно -повышение надежности и качества проводимых текущих и капитальных ремонтов скважин, устранение финансовых потерь, связанных с отказами работы скважин по причине применения некачественных жидкостей глушения, сокращение времени вывода скважины на режим, что, в конечном счете, сказывается на уменьшении количества недополученной нефти в связи с вынужденной остановкой скважин.
Технологические жидкости, применяемые в процессах заканчивания, капитального и текущего ремонта, а также консервации скважин, можно условно разделить на два класса:
К первым относятся глинистые растворы, растворы на полимерной основе, прямые эмульсии, растворы минеральных солей и пены, ко вторым -гидрофобные эмульсии, известково-битумные растворы, загущенная нефть. Разнообразие задавочных жидкостей обусловлено широким диапазоном значений коллекторских характеристик объектов разработки и отличным друг от друга составом породообразующих минералов.
В нефтегазопромысловой практике значительное число различных технологических задач, в том числе и при глушении скважин, решают, применяя технологические жидкости на основе растворов солей. При выполнении простейших технологических мероприятий в качестве таких растворов могут применяться пластовые воды с различной степенью минерализации без какой-либо обработки.
Достаточно распространенной жидкостью глушения является раствор NaCl. Обширному использованию этой жидкости способствует доступность и дешевизна NaCl, ее относительно хорошая растворимость в воде. Очень часто основой задавочной жидкости служит раствор СаС12 .
Наряду с растворами NaCl и СаСЬ жидкостями глушения для заканчивания и ремонта скважин служат растворы КС1, Na2S04, Na2C03, К3РО4, NaHC03, СаВг2, К2СОз и их смеси [10, 11, 12, 13].
В качестве минерализованных систем могут использоваться растворы как на основе одной соли, так и нескольких солей. Основные растворы солей, использующихся в качестве жидкостей глушения, и значения их плотностей представлены в табл. 1.1. Верхний предел плотности устанавливается исходя из условий растворимости при рабочей температуре, условий замерзания, или из условий создания необходимого противодавления на пласт.
Характеристика методов исследования
Состав полисахаридной жидкости для глушения скважин (ПСЖГ) на основе реагентов комплекса гелирующего "Химеко-В" представляет собой гель на водной или водно-солевой основе на базе модифицированных гуаров [43, 44, 45, 46, 47]. ПСЖГ практически не загрязняет продуктивный пласт, что подтверждается экспериментальными исследованиями. При добавлении сшивающих агентов полисахаридный гель образует единую сшитую структуру, эффективно блокирующую крупные поры и трещины. Полисахаридный водный гель термостабилен при пластовой температуре до 95 С, беспрепятственно прокачивается через все типы ЭЦН, отличается низкой фильтруемостью. Фильтрат обладает низким поверхностным натяжением, что снижает его сопротивление для притока нефти в скважину. ПСЖГ обладает хорошим ингибирующим эффектом по отношению к глинистым породам. Все этихарактеристики и объясняют его эффективность при глушении в «поглощающих» скважинах. При возможном проникновении геля в высокопроницаемые зоны (проницаемостью более 2 мкм2) образовавшийся экран легко разрушается путем закачки в пласт слабого кислотного раствора [48-52].
Для определения основных физико-химических свойств нефти и АСПО использовались стандартные методики исследования: определение плотности нефтей и АСПО осуществлялась согласно ГОСТ 3900-85 [105], определение содержания воды в нефтях и АСПО - ГОСТ 2477-65 [106], определение содержания механических примесей в АСПО - ГОСТ 6370-83 [107], определение температуры плавления АСПО - ГОСТ 4255-75 [108], определение температуры застывания нефтей - ГОСТ 20287-91 [109].
Согласно методике, берут 1,0 гр навески АСПО и разбавляют 40-кратным объемом н-гексана. Раствор АСПО в н-гексане отстаивают и фильтруют. Осадок на фильтре растворяют горячим толуолом, фильтрат собирают в колбе, а растворитель отгоняют на водяной бане. В колбе остаются чистые асфальтены. Фильтрат, полученный после фильтрования асфальтенов, засыпают силикагелем. Силикагель переносят в экстрактор и экстрагируют в колбе н-гексаном. Экстракт растворяют в смеси толуола-ацетона и помещают в морозильную камеру с температурой -20 С. Осажденный парафин фильтруют. Фильтр промывают толуолом и сушат на водяной бане. На фильтре остается чистый парафин. В навеске после извлечения из нее асфальтенов и парафинов определяется содержание смол. Адсорбированные на силикагеле смолы экстрагируют спирто-толуольной смесью. Далее растворитель отгоняют, а остаток сушат. В колбе остаются чистые смолы.
Данный метод испытаний является стационарным лабораторным способом оценки эффективности растворителей асфальтосмолистых и парафинистых отложений в статических и динамических условиях [111]. Метод испытаний позволяет оценить эффективность действия растворителей по трем показателям: моющей, диспергирующей и растворяющей способности.
Данный метод испытаний предназначен для сравнения различных растворителей АСПО и других продуктов для удаления органических отложений в указанных лабораторных условиях, однако также может быть использован и для предварительного подбора растворителей АСПО для конкретных систем.
Исследуемый образец АСПО нагревают до температуры размягчения и тщательно перемешивают до однородного состояния. После охлаждения исследуемого образца отложений готовят шайбы диаметром 10 мм.
В заранее взвешенные корзиночки из металлической сетки помещают по одной подготовленной шайбе. Корзинки с образцами АСПО вновь взвешивают и находят массу навески АСПО с точностью 0,005 гр. Затем корзинки с навеской АСПО помещают в стеклянные герметичные ячейки объемом 150 см3, в которые были налиты навески исследуемых растворителей АСПО. Ячейки помещают в термостат с температурой Т = +25 С и фиксируют время начала эксперимента, продолжительность 3 часа.
По окончании эксперимента, корзинки извлекают из ячеек и помещают в эксикатор, соединенный с водоструйным или мембранным вакуумным насосом.
Корзинки с остатком АСПО высушивают до постоянного веса с точностью 0,005 гр. при 50 мм. рт. ст. и температуре 25 С.
Содержимое ячейки отфильтровывают на воронке Бюхнера, фильтр с остатком сушат до постоянного веса с точностью 0,005 гр. в эксикаторе, соединенном с водоструйным или мембранным вакуумным насосом при 50 мм. рт. ст. и температуре 25 С.
Массу остатка на фильтре рассчитывают по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО с точностью 0,005 гр. Массу АСПО, растворенного в растворителе рассчитывают с точностью 0,005 гр. по разности: Срч= ОАСПО - (Оф + GKop), (2-1), где: Gp4- масса АСПО, растворенного в растворителе, гр.; GACUO - масса образца АСПО, гр.; Сф- масса отстатка АСПО на фильтре, гр.; GKop - масса остатка АСПО на корзинке, гр.
В массовых процентах выражают количество остатка АСПО в корзинке, количество растворившегося АСПО и количество АСПО на фильтре по отношению к взятому на анализ количеству АСПО.
По массовой доле АСПО, оставшихся на фильтре, определяют диспергирующую способность реагента. Данный показатель должен иметь оптимальное значение. По массовой доле АСПО, образовавших истинный раствор с реагентом, оценивают растворяющую способность реагента. Чем выше данная величина, тем выше эффективность растворителя.
По массовой доле общего количества АСПО, перешедшее в УВ растворитель и находящееся в нем как в растворенном, так и диспергированном состоянии, оценивают моющую способность растворителя, способность растворять и разрушать компоненты органических отложений. Чем выше данная величина, тем выше эффективность растворителя.
Данный метод испытания является стационарным лабораторным способом оценки степени способности реагентов к диспергированию асфальтосмолистых и парафинистых отложений [111].
Метод основан на визуальной оценке степени дисперсности системы, образовавшейся после охлаждения помещением в холодную воду образца АСПО, предварительно нагретого до температуры плавления и обработанного ПАВ.
Данный метод испытаний предназначен для сравнения разных диспергаторов АСПО и других продуктов для борьбы с органическими отложениями в указанных лабораторных условиях, однако также может быть использован и для предварительного подбора диспергаторов АСПО для конкретных систем.
Оценка диспергирующей способности водных растворов ПАВ по отношению к АСПО
Групповой химический состав нефтей один из главных факторов, влияющих на выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений во внутрискважинном оборудовании. Как следует из полученных данных, в нефтях Гремихинского месторождений преобладают парафиновые углеводороды (табл. 2.1), что определяет и тип образуемых ими отложений (табл. 2.2), в составе АСПО данной нефти также преобладают парафиновые углеводороды, что позволяет отнести их к парафиновому типу. Нефть Ельниковского месторождения характеризуется высоким содержанием смолистоасфальтеновых веществ (CAB), что определяет асфальтеновый тип отложений. Нефть Киенгопского месторождения характеризуется средним соотношением компонентов, поэтому образованные из нее АСПО являются смешанного типа.
В работе проводился подбор углеводородных растворителей АСПО, которые, являясь сложной дисперсной системой, представленной парафинами, смолами и асфальтенами в нефтяной фазе, растворяются в углеводородных растворителях в соответствии со своей природой и свойствами растворителя. АСПО могут быть парафинового, асфальтенового и смешаного типов. В связи с этим растворимость каждого из этих типов в углеводородных растворителях будет различной. Рядом исследователей показано, что наиболее эффективные растворители по отношению к парафинам являются алкановые углеводороды, растворение их в нафтеновых и ароматических углеводородах затруднено отсутствием сольватации. Наиболее эффективные растворители по отношению к АСВ являются ароматические углеводороды [116, 119-120].
Анализируя групповой углеводородный и компонентный состав исследуемых АСПО можно предположить, что для АСПО парафинового типа Гремихинского месторождения необходимо подбирать УВ растворитель с преобладанием алифатических компонентов. АСПО Ельниковского месторождения характеризуется высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, поэтому для них могут оказаться эффективными растворители ароматической природы. Для АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения возможно получение максимального растворения при использовании УВ растворителя с оптимальным соотношением алифатических и ароматических компонентов.
В табл. 2.6 представлен групповой состав исследуемых УВ растворителей. Оценка эффективности действия УВ растворителей проводилась в статических условиях с использованием метода «корзинок» (СТ-07.1-00-00-02), при температуре 25 С. При подборе УВ растворителя была произведена сравнительная оценка растворяющей, диспергирующей и моющей способности УВ растворителей. Под моющей способностью понимается общее количество АСПО, перешедшее в УВ растворитель и находящееся в нем как в растворенном, так и диспергированном состоянии. Полученные данные представлены на рисунке 3.5 - а, б, в.
Как видно из представленных данных, относительная эффективность растворения отложений различного типа соответствует определенному групповому составу УВ растворителей. Поэтому для увеличения эффективности УВ растворителя необходимо получить универсальный УВ растворитель, эффективный для АСПО различных типов. Для увеличения эффективности УВ растворителя, он должен иметь поликомпонентный состав, обусловленный наличием ароматических, алифатических, и гетероатомных полярных фракций, поскольку они способны обеспечить благоприятную сольватацию всех компонентов отложений. Для решения поставленной задачи использовалась экспресс-методика подбора эффективных УВ растворителей, согласно которой определяется оптимальное соотношение алканового и ароматического компонента в УВ растворителе. Экспресс-методика подбора эффективных УВ растворителей, заключается в построении графика эффективности бинарных углеводородных смесей (ГЭБР) [121-127]. В основу положена оценка эффективности растворителей по трем критериям. К определяющим факторам отнесены: моющая, растворяющая и диспергирующая способности УВ смесей в статическом режиме исследования. Статический режим установлен для обеспечения максимальной точности получаемых результатов и исключения составляющей ошибки эксперимента, обусловленный возможным несовпадением условий проведения опытов. 100 80 60 40 20 В
На рисунке 3.6 - а, б, в представлены графики ГЭБР для парафинового АСПО Гремихинского месторождения, для смешанного АСПО Киенгопского месторождения и асфальтенового АСПО Ельниковского месторождения, полученные в результате лабораторных исследований с модельным растворителем п-гексан-толуол. Представленные данные демонстрируют изменение эффективности растворителя в соответствии с его групповым составом.
Для АСПО парафинового типа Гремихинского месторождения (рисунок 3.6 - а) максимумы диспергирующей и растворяющей способностей совпадают, а наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 40 % об. толуола и 60 % об. п-гексана, что коррелируется с парафиновым типом отложений.
Как видно из рисунка 3.6 - в для Ельниковского месторождения, наблюдаются другие зависимости: максимумы диспергирующей и растворяющей способностей совпадают и наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 60-80 % об. толуола и 40-20 % об. п-гексана, что закономерно, учитывая, что в отложениях значительное содержание асфальтенов.
Для АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения (рисунок 3.6-6) наблюдаются промежуточные результаты отмывающей способности: 40,0-60,0 % об. толуола и 40,0-60,0 % об. п-гексана.
Разработка комплексной технологии промывки скважины от АСПО с использованием ПСЖГ-УСП в условиях АНПД
Для решения проблемы отмыва скважин с АНПД от АСПО, были предложены технологии промывки скважин с использованием разработанного состава ПСЖГ-УСП. Возможно использование ПСЖГ-УСП в операциях промывки скважин с АНПД при ее циркулировании в объеме скважины. Также ее можно использовать в качестве блокирующей пачки для глушения и предотвращения фильтрации промывочной жидкости в продуктивный пласт, путем создания экрана, обладающего низкой фильтратоотдачей (рисунок 4.7). В данной комплексной технологии в качестве жидкости промывки используется состав на основе реагента Нефтенол-УСП. Использование ПСЖГ-УСП в качестве блок-пачки в скважинах с АНПД, помимо восстановления циркуляции при промывке, также позволит промыть зону интервала перфораци скважин от АСПО.
Обозначение критериев подбора скважин для промывки от АСПО играет важную роль для достижения положительного эффекта обработки: 1. основной критерий подбора скважин для их промывки от АСПО с использованием блок-пачки ПСЖГ-УСП: расстояние от приема насоса до верхних дыр перфорации должно быть не менее 100 м; 2. рекомендуемая верхняя точка установки блок-пачки: не менее 30 м до приема насоса; 3. перекрывание блок-пачки от верхних дыр перфорации должно быть не менее 70 м; 4. плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями, репрессия на пласт АР при глушении ПСЖГ-УСП не должна превышать 60 атм; 5. плотность полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин (ПСЖГ-УСП) должна превышать плотность основного объема жидкости глушения и промывки на 20 - 30 кг/м3.
Приготовление технологических жидкостей для проведения промывки скважин от АСПО при АНПД в промысловых условиях
Для приготовления технологоческих жидкостей для проведения промывки скважин от АСПО: полисахаридной жидкости ПСЖГ-УСП и промывочной жидкости используется следующее нефтепромысловое оборудование:
Приготовление технологических жидкостей для проведения промывки скважин от АСПО при АНПД с использованием блок-пачки ПСЖГ-УСП включает в себя:
1. Приготовление водно-солевого раствора (раствора хлорида натрия в пресной технической воде) В сухую чистую емкость необходимого объема загрузить расчетное количество пресной технической воды. Растворить в воде расчетное количество хлорида натрия для создания необходимой плотности 1030-1180 кг/м3. Обработать полученный раствор биоцидом «Биолан» из расчета 0,06 л/м3 раствора. При помощи ППУ полученный раствор подогревается до 18-60 С.
2. Приготовление раствора промывочной жидкости Расчетное количество пресной технической воды или водно-солевого раствора необходимой плотности переливается в специальную емкость для приготовления промывочной жидкости, куда при перемешивании добавляется реагент Нефтенол-УСП в количестве 80,0 л/м3 общего объема раствора, после чего полученный раствор промывочной жидкости перемешивается не менее 30 мин. При помощи ППУ полученный раствор подогревается до 60 С.
3. Приготовление раствора сшивателя Расчетное количество приготовленного водно-солевого раствора необходимой плотности переливается в специальную чистую емкость для приготовления раствора сшивателя, куда при перемешивании добавляется сшивающий агент СП-РД в количестве 4,0 л/м3 общего объема раствора.
4. Приготовление раствора гелеобразователя В расчетное количество приготовленного водно-солевого раствора необходимой плотности при постоянном перемешивании цементировочным агрегатом ЦА-320, с помощью эжектора равномерно, за один цикл перемешивания, вводится гелеобразователь ГПГ-3 из расчета 4,0 кг/м3 общего объема раствора или в емкость добавляется жидкий гелеобразователь ГПГ-slurry в количестве 8,24 л/м3 общего объема раствора , после чего полученный раствор гелеобразователя перемешивается не менее 30 - 40 мин.
Приготовленный раствор сшивателя равномерно перемешивается с раствором гелеобразователя. В полученный состав равномерно вводится Нефтенол-УСП в количестве 80,0 л/м3 (возможно одновременное введение указанных реагентов с раствором сшивающего агента СПРД). Приготовление водно-солевого раствора (раствора хлорида натрия в пресной технической воде) возможно осуществлять на солерастворном узле. Получение растворов гелеобразователя, сшивателя и промывочной жидкости возможно осуществлять на солерастворном узле.
Обвязать ЦА-320 с устьем скважины, нагнетательные линии опрессовать на полуторократное ожидаемое давление. 1. Закачать приготовленный состав ПСЖГ-УСП. Закачка блокирующей жидкости осуществляется через затрубную задвижку при открытой трубной задвижке. Довести блокирующую пачку ПСЖГ-УСП до приёма насоса расчетным количеством водно-солевого раствора (Упрод, м3) необходимой плотности: прод затр блок-, V+- L) где: Vnpod - объем продавочной жидкости; V3amp - объём затрубного пространства от устья до приёма насоса; Ублок - объём блокирующего состава. 2. Остановить скважину на 4 часа для размещения пачки на забой скважины. 3. Запустить скважину в работу, обеспечить циркуляцию промывочной жидкости по линии «затрубное пространство - прием насоса - лифт НКТ -выкидная линия». Наличие циркуляции является подтверждением «срабатывания» блок-состава, закаченного перед проведением промывки с целью перекрытия «поглощающих» интервалов. 4. В случае использования блок пачки с повышенной вязкостью, закачать в скважину на циркуляции рассчитанный объем 3-% масс, соляной кислоты для разрушения блок-пачки и продавить ее расчетным количеством водно-солевого раствора до приема насоса. После чего закрыть трубную задвижку и продавить кислоту до верхнего интервала установленной блок-пачки. 5. ПСЖГ-УСП удаляют с помощью насоса собирают в специально смонтированные для этого (с учетом требований по охране окружающей среды) емкости для последующей утилизации. 6. Дальнейшие работы производятся согласно основного плана работ. 7. Эффективность обработки определяется по восстановлению дебита скважины (при снижении дебита по причине АСПО до проведения промывки) и количеству удаленных отложений.