Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Процесс образования и методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями. анализ состояния и развития оптических методов контроля процессов разработки нефтяных месторождений 13
1.1 Краткая гео лого-физическая характеристика Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения 13
1.2 Анализ состояния разработки и применяемых геолого-технических мероприятий на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения 14
1.3 Процесс образования и методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями 17
1.3.1 Механизм образования и накопления асфальтосмолопарафиновых отложений 17
1.3.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений 20
1.3.3 Причины выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта 24
1.3.4 Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями 26
1.3.5 Применение углеводородных растворителей для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями 28
1.4 Анализ состояния и развития оптических методов контроля за процессами разработки нефтяных месторождений 31
1.4.1 Методы контроля и управления за разработкой нефтяных месторождений 31
1.4.2 Основные понятия и законы спектрофотометрии з
1.4.3 Опыт применения оптических методов исследования в процессе контроля за разработкой нефтяных месторождений 36
Выводы к 1 главе 38
ГЛАВА 2. Методика проведения экспериментальных исследований 41
2.1 Исследование группового состава скважинных отложений 41
2.1.1 Методика определения содержания минеральной части отложений 41
2.1.2 Методика определения содержания асфальтенов, карбенов и карбоидов в асфальтосмолопарафиновых отложениях 42
2.1.3 Методика определения содержания парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях 43
2.1.4 Методика определения содержания смол в асфальтосмолопарафиновых отложениях 44
2.2 Методика лабораторного тестирования и подбора растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 44
2.2.1 Методика оценки растворяющей, диспергирующей и моющей
способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 44
2.3 Исследование процесса удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
с металлической поверхности на установке «холодный стержень» 47
2.4 Методика физико-химических исследований разработанного растворителя 48
2.4.1 Методика определения плотности 48
2.4.2 Методика определения кинематической вязкости 48
2.4.3 Методика определения температуры застывания 48
2.4.4 Методика определения высаливающей способности 49
2.4.5 Методика определения коррозионной активности 49 2.5 Методика проведения фильтрационных исследований растворителя
асфальтосмолопарафиновых отложений на естественных образцах керна... 51
2.5.1 Методика проведения работ по подготовке кернового материала 51
2.5.2 Схема установки и методика проведения фильтрационных
исследований растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 53
2.6 Методика спектрофотометрических исследований 55
Выводы к 2 главе 56
ГЛАВА 3. Разработка и обоснование состава растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений и оптического метода мониторинга и контроля за процессом удаления отложений 57
3.1 Результаты определения группового состава асфальтосмолопарафиновых отложений 57
3.2 Результаты тестирования и подбора растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 59
3.2.1 Результаты определения растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений 59
3.3 Результаты проведения исследований удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «холодный стержень» 68
3.4 Результаты физико-химических исследований растворителя 70
3.5 Результаты проведения фильтрационных исследований на естественных образцах керна 72
3.6 Результаты проведения оптических исследований 77
3.6.1 Результаты проведения оптических исследований при фильтрации растворителя на естественных образцах керна 77
3.6.2 Результаты проведения оптических исследований при изучении процесса удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «Холодный стержень» 80
Выводы к 3 главе 82
ГЛАВА 4. Обоснование технологии обработки призабойной зоны пласта с применением разработанного растворителя 84
4.1 Технология проведения обработки 84
4.1.1 Подготовительные работы 84
4.1.2 Требования к технологическому процессу 85
4.1.3 Технологический процесс промывки ствола скважины разработанным растворителем 86
4.1.4 Технология обработки призабойной зоны скважин разработанным растворителем 87
4.2 Обоснование оптического метода контроля за проведением технологии обработки скважины растворителем 89
4.2.1 Скважинное фотометрическое устройство 89
4.2.2 Обоснование оптического метода контроля и оценки эффективности обработки скважин растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений с помощью скважинного фотометрического устройства 92
Выводы к 4 главе 97
Заключение 98
Список сокращений и условных обозначений 101
Список литературы
- Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений
- Методика определения содержания парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях
- Результаты определения растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений
- Технология обработки призабойной зоны скважин разработанным растворителем
Введение к работе
Актуальность темы
Одной из актуальных проблем нефтяной промышленности является повышение эффективности разработки месторождений. В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин при понижении температуры и давления, сопровождающихся разгазированием нефти, происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП) и на поверхности нефтепромыслового оборудования, при этом наблюдается ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, которое приводит к резкому повышению гидравлических сопротивлений и снижению продуктивности скважины.
Значительный вклад в изучение условий, механизма формирования и удаления органических отложений, а также оптических методов контроля и мониторинга нефтяных месторождений внесли отечественные и зарубежные учёные: Р.А. Абдуллин, А.А. Абрамзон, Г.А. Бабалян, И.И. Булатов, П. Бургер, Р.Н. Бурханов, Л.Ф. Волков, П.П. Галонский, Ф.С. Гарифуллин, С.Н. Головко, А.И. Гужов, И.Ф. Глумов, В.Н. Глущенко, А.Ф. Гильманшин, И.А. Гуськова, М.Ю. Долматов, Н.Г. Ибрагимов, ЯМ. Каган, А.И. Комиссаров, С.Ф. Люшин, Б.А. Мазепа, Р.А. Максутов, Т.М. Мамедов, И.Л. Мархасин, И.Т. Мищенко, G. Mozes, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимов, В.Ф. Нежевенко, Н.Н. Непримеров, В.А. Рагулин, В.А. Рассказов, М.К. Рогачёв, Ю.В. Ревизский, З.А. Ростэ, В.А. Ростэ, В.А. Сахаров, Ф.Л. Саяхов, В.В. Сизая, М.А. Силин, Б.М. Сучков, А.Г. Телин, В.П. Тронов, З.А. Хабибуллин, Н.И. Хисамутдинов, Ю.В. Шамрай, Д.М. Шейх-Али и др.
Из всех методов удаления АСПО наибольшей эффективностью обладают химические, с применением углеводородных растворителей и составов на их основе. При этом эффект от применения данных методов определяется различными процессами, некоторые из которых могут не учитываться, но являться определяющими для оценки проводимых мероприятий. Наиболее чувствительными, быстро и точно определяемыми параметрами нефти являются оптические характеристики, а именно,
спектральные коэффициенты, в том числе и коэффициент светопоглощения нефти (Ксп). Их величины зависят от содержания асфальтенов и смол, которые определяют групповой состав нефти и отложений.
Многообразие и сложность факторов, влияющих на процесс удаления АСПО, приводят к поиску новых составов с высокой экономической и технологической эффективностью, а также методов контроля за проведением мероприятий по борьбе с процессом образования органических отложений.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений.
Идея работы
Повышение эффективности эксплуатации скважин,
осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых
отложений, обеспечивается за счет внедрения разработанной технологии их удаления с использованием углеводородного растворителя и оптического метода контроля за процессом.
Задачи исследований:
1. Изучить особенности формирования
асфальтосмолопарафиновых отложений и причины их образования в
скважинном оборудовании и в призабойной зоне пласта.
2. Выполнить анализ и обобщение современных методов и
технологий борьбы, а также химических реагентов, используемых
при эксплуатации скважин, осложненных образованием
асфальтосмолопарафиновых отложений.
3. Выполнить анализ геологического строения, состояния
разработки и применяемых геолого-технических мероприятий
(ГТМ), а также причины образования асфальтосмолопарафиновых
отложений в процессе эксплуатации скважин.
4. Разработать органический растворитель для удаления АСПО.
-
Разработать технологию обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта органическим растворителем и определить область его эффективного применения.
-
Разработать оптический метод контроля, основанный на анализе видимых спектров поглощения, позволяющий оценивать
эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от АСПО.
Методы исследований
Работа выполнена в соответствии со стандартными теоретическими методами, а также с использованием специально-разработанных методик. Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.
Научная новизна работы:
1. Установлены зависимости изменения диспергирующей,
моющей и растворяющей способностей по отношению к
асфальтосмолопарафиновым отложениям растворителя на основе
стабильного конденсата, толуола и бутанола от концентрации в нем
неионогенного поверхностно-активного вещества (продукт
обработки смеси моно- и диалкил фенолов окисью этилена) и
гидроксида натрия.
-
Установлена динамика изменения коэффициента светопоглощения разработанного растворителя, представляющего собой смесь стабильного конденсата, толуола, бутанола, неионогенного поверхностно-активного вещества (ПАВ) (продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена) и гидроксида натрия при растворении в нем асфальтосмолопарафиновых отложений.
-
Установлена динамика изменения коэффициента светопоглощения нефти при моделировании процессов образования асфальтосмолопарафиновых отложений в пористой среде образца горной породы и их удаления растворителем.
Защищаемые научные положения:
1. Добавление к углеводородному растворителю, представляющему собой смесь стабильного конденсата, толуола и бутанола, неионогенного поверхностно-активного вещества (продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена) в количестве 1-4% масс, и гидроксида натрия в количестве до 0,07 % масс, улучшает его растворяющую, моющую и диспергирующую способности по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям, что позволяет рекомендовать получаемый химический
состав для удаления органических отложений в нефтяных скважинах.
2. Использование оптического метода, основанного на комплексном анализе видимых спектров поглощения, позволяет контролировать и оценивать эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений.
Достоверность научных положений, выводов и
рекомендаций подтверждена теоретическими и
экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования, воспроизводимостью полученных результатов экспериментальных исследований.
Практическое значение работы:
-
Разработан органический растворитель на основе стабильного конденсата, толуола и бутанола с добавлением неионогенного ПАВ и NaOH для удаления АСПО из ствола скважины и ПЗП.
-
Обоснована технология обработки ствола скважины и ПЗП углеводородным растворителем.
-
Предложен оптический метод, основанный на комплексном анализе видимых спектров поглощения, позволяющий контролировать и оценивать эффективность процесса очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта от АСПО.
4. Разработано скважинное фотометрическое устройство
(Патент на полезную модель № 122434).
5. Материалы диссертационной работы могут быть
использованы в учебном процессе при чтении лекций, выполнении
лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Технология
и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Подземная
гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин».
Апробация работы
Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 16 научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах, в т.ч. на Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Национальный минерально-сырьевой
университет «Горный», 2012 г.); 66-ой международной молодежной научной конференции "НЕФТЬ и ГАЗ 2012» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012 г.); V Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, УГНТУ, 2012 г.); VII Международной научно-практической конференции молодых ученых (г. Уфа, УГНТУ, 2014 г.); Международной научно-практической конференции (г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2015 г.); Научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс. Образование, наука и производство» (г. Альметьевск, АГНИ, 2015 г.); 69-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-2015» (г. Москва, РГУ НГ им. Губкина И.М., 2015 г.); Международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 'ГПУ, 2015 г.) и др.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации. Получен патент на полезную модель «Скважинное фотометрическое устройство».
Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений
Одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации скважин нефтяных месторождений, является образование АСПО в подземном оборудовании и в ПЗП.
Асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой темно-коричневую или черную густую мазеобразную массу высокой вязкости. Они содержат преимущественно органический материал, практически не растворяющийся повторно и не диспергирующийся в сырой нефти в условиях ее добычи и транспортировки. АСПО при добыче нефти в основном представлены следующими компонентами: 40-60% твердого парафина, менее 10% микрокристаллического парафина, 10-56% смол и асфальтенов, воды, песка и неорганических солей. Образование АСПО в продуктивном пласте может происходить в результате изменения термобарических условий. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины ниже температуры начала кристаллизации происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина, которые переходят во взвешенное состояние. Они служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения из нефти парафина и осаждения его на твердой поверхности [4,5].
По мнению В.Н. Глущенко [6], предпосылками образования АСПО служат: присутствие в нефти способных к выпадению асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ); снижение давления ниже давления насыщения нефти газом; уменьшение температуры пластовых флюидов до температуры насыщения нефти парафином; безотрывное при данных гидродинамических условиях сцепление АСПО с поверхностью оборудования или коллектора.
При этом формирование АСПО возможно при зарождении и росте парафиновых и смешанных кристаллов на твердой поверхности, а также в потоке флюидов, с последующим их закреплением на поверхности оборудования и коллектора.
Изменение термобарических условий при длительной разработке нефтяных месторождений [7] приводит к возникновению в системе флюидов множества элементарных структурных образований, которые представляют сложные структурные единицы, состоящие из дисперсной фазы и среды. Сама система при этом является свободно дисперсной. Отложение АСВ связано с коагуляционными взаимодействиями частиц дисперсной фазы. Механизм образования надмолекулярных структур в виде агрегативных комбинаций при пониженных температурах заключается в следующем [8,9]: при постепенном понижении температуры ниже некоторого порогового значения начинается выпадение кристаллов нормальных парафинов -центров кристаллизации. Каждый такой кристалл будет обладать некоторым запасом поверхностной энергии, вследствие чего он будет находиться в постоянном взаимодействии с окружающей его средой. По мере роста кристалла при понижении температуры величина этой поверхностной энергии станет настолько велика, что произойдет физико-химическое взаимодействие этого кристалла (дисперсная фаза) с наиболее высокомолекулярными компонентами дисперсионной среды (асфальто-смолистые вещества). При этом в дальнейшем сам кристалл прекратит рост или будет расти лишь незначительно вследствие наличия участков с высокой поверхностной энергией на его поверхности, а вокруг кристалла будет надстраиваться сольватный адсорбционный слой, состоящий из молекулярных фрагментов, составляющих дисперсионную среду [10], причем состав этого слоя будет непрерывно меняться с изменением температуры.
Согласно исследованиям В.П. Тронова индивидуальные парафиновые кристаллы не способны к формированию плотных отложений. В реальных условиях роль цементирующего материала выполняют смолы, асфальтены и нафтеновые кислоты [11].
Особое внимание уделяется коагулирующей роли газовых глобул в выпадении парафиновых кристаллов [11,12]. Основная роль в транспортировке к твердой поверхности парафиновых кристаллов отводится газовым глобулам, с последующим их разрушением и закреплением кристаллов. D.F Shock отводит аналогичную роль в процессе переноса парафинов механическим примесям [13].
Таким образом, асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой высокодисперсные суспензии кристаллов парафина, асфальтенов, смол и минеральных примесей в маслах и смолах. Основными факторами образования АСПО являются изменение термобарических условий, состава и свойств флюидов, наличие глобул газа и механических примесей в составе флюида. 1.3.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений
Состав АСПО во многом определяется их происхождением, составом нефти и механизмом образования. Нефти принято подразделять по процентному содержанию парафинов на высокопарафинистые, парафинистые и низкопарафинистые.
Химический состав отложений может меняться в широком диапазоне в пределах нефтедобывающего региона, а также месторождения [14]. Для определения оптимальных методов борьбы, а также для выбора химических реагентов, необходимо знать точный структурно-групповой состав АСПО, который, в конечном счете, сводится к определению типа отложений. АСПО в зависимости от содержания асфальтенов, смол и парафинов принято подразделять на типы, представленные в таблице 1.3 [15].
Методика определения содержания парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях
Выделение асфальтенов, карбенов и карбоидов из органической части АСПО основано на растворимости в петролейном эфире углеводородов и смол, и нерастворимости асфальтенов, карбенов и карбоидов.
Из раствора органической части отгонялся хлороформ до объема 10 см и растворялся 40-кратным количеством петролейного эфира (н-гептана) фракции 40-70 С. Раствор АСПО нагревался на колбонагревателе с обратным холодильником в течение 30 минут, затем помещался на 16 часов в темное место для отстаивания асфальтенов, карбенов и карбоидов. Содержимое фильтровалось через заранее взвешенный фильтр. Для удаления остатка углеводородов и смол фильтр с осадком асфальтенов, карбенов и карбоидов помещался в аппарат Сокслета где отмывался петролейным эфиром фракции 70-100 С. Когда стекающий из прибора растворитель становился прозрачным, экстракция продолжалась толуолом в предварительно взвешенной колбе для асфальтенов. После экстракции толуол отгонялся, и остаток в колбе с асфальтенами сушился до постоянной массы. Содержание асфальтенов рассчитывалось по формуле 2.2:
Для определения содержания карбенов и карбоидов, фильтр помещался в бюкс, доводился в сушильном шкафу до постоянной массы при температуре 105 С, затем взвешивался. Содержание карбенов и карбоидов рассчитывалось по формуле 2.3: С б б д = 1 2 х 100, % (2.3) кароены,карооиоы 7 где Єлстю - масса образца АСПО, г; Gi - масса карбенов, карбоидов и фильтра, г; G2 - масса фильтра, г; Сшрбены, карбоиды - содержание карбенов и карбоидов, %. Методика определения содержания парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях
Из полученного раствора углеводородов и смол отгонялся петролейный эфир. Остаток загружался в аппарат Сокслета, заполненный силикагелем. Углеводороды смывали петролейным эфиром фракции 70-100 С до тех пор, пока стекающий из прибора растворитель не становился совершенно прозрачным.
После из раствора углеводорода отгонялся петролейный эфир, остаток разбавлялся в 20-кратном объеме смеси растворителей бензол:ацетон в соотношении 65:35 и помещался в охлаждающую баню (смесь СаСІ2-6Н20 и льда, либо с использованием крио-жидкости) с температурой не выше минус 20С. Смесь выдерживалась в течение часа и фильтровалась через предварительно охлажденный фильтр Шотта на аппарате АФН-01М, фильтр дважды промывался охлажденным растворителем (за 30 минут до окончания охлаждения пробы, охлаждали 100 см растворителя).
Парафины с фильтра Шотта переносили в стакан, остаток с фильтра смывали горячим бензолом. Содержимое стакана переносили во взвешенную колбу, растворитель отгонялся и выпаривался до постоянной массы. Содержание парафинов рассчитывалось по формуле 2.4.
Методика определения содержания смол в асфальтосмолопарафиновых отложениях Смолы с силикагеля смывали хлороформом или спирто-бензольной смесью. После чего от раствора смол отгоняли растворитель, колбу с содержимым доводили до постоянной массы в сушильном шкафу и определяли содержание смол по формуле 2.5: где GACUO - масса образца АСПО, г; Gr масса смол в колбе, г; G2 - масса колбы, г; Ссмолы - содержание смол, %. 2.2 Методика лабораторного тестирования и подбора растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений Оценка эффективности действия растворителей производилась в статистических условиях по растворяющей способности на пяти пробах АСПО ВУ ОНГКМ. В качестве объектов исследования выбраны высокопарафинистые отложения месторождений, не сильно различающиеся содержанием смолистоасфальтеновых веществ.
Методика оценки растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений Для определения эффективности растворителя исследуемый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, перемешивался до однородного состояния с последующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Образец взвешивался и помещался в заранее взвешенные корзиночки из стальной сетки с размером ячейки 1,0x1,0 мм. Диаметр корзиночки 20 мм, высота - 20 мм. Корзиночки с образцом АСПО взвешивались с точностью до 0,005 г.
Корзиночка с навеской АСПО помещалась в герметичную ячейку объемом 150 см , куда наливался изучаемый растворитель в соотношении 10 г. на 1 г. АСПО, так, чтобы растворитель полностью покрывал образец АСПО. Растворитель взвешивался с точностью до 0,005 г. Через определенные промежутки времени корзиночки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы.
Через 24 часа содержимое ячейки отфильтровывалось с помощью воронки Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянной массы. Далее определялась масса остатка на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО с точностью 0,005 г.
Результаты определения растворяющей, диспергирующей и моющей способности растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений
Эффективность применения растворителя в зависимости от времени Установлено, что оптимальное время растворения, при котором наблюдаются высокие значения эффективности (85%) составляет - 6 часов, при этом, моющая и диспергирующая способности составляют 32% и 53% соответственно. Дальнейшее повышение эффективности не значительно. Исследование влияния температуры на эффективность
Исследование влияние температуры на эффективность растворителя проводилось при температурах 37, 45, 50 и 55С. С этой целью ячейки выдерживались в термошкафу. Результаты исследования приведены в таблице 3.8 и на рисунке 3.8.
Эффективность применения растворителя в зависимости от температуры
В результате исследования было выявлено, что при 55С при 12 часовом тесте происходит полное растворение АСПО. По результатам исследования установлен оптимальный состав реагента растворителя АСПО для условий ВУ ОНГКМ (таблица 3.9). При этом порядок приготовления разработанного растворителя следующий:
Также были определены основные параметры эффективности при 20С: моющая (33,81%), диспергирующая (55,97%) и растворяющая (29,14%) способности (таблица 3.10). Таблица 3.10 - Результаты оценки эффективности реагент
Установлено, что повышение эффективности до полного растворения достигается при температуре 55 С, а оптимальное время обработки составляет 6 часов. Результаты проведения исследований удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с металлической поверхности на установке «холодный стержень» Для оценки способности разработанного растворителя отмывать АСПО с металлической поверхности использовался метод «холодного стержня». Исследования проводились при температурах бани 37 и 55 С. Эффективность оценивалась визуально и по изменению массы отложений на стержне со временем: 1, 2, 3 и 4 часа.
Результаты исследований представлены в таблицах 3.11-3.12 и на рисунках 3.9-3.10. Установлено, что со временем моющая способность растворителя увеличивается и достигает 80,21 % при температуре 37 С за 4 часа. При более высокой температуры при 55 С процесс протекает интенсивнее, одновременно выявлено полное удаление отложения с металлической поверхности стержня за 4 часа. Таблица 3.11 - Результаты исследования на установке холодный стержень
На рисунке представлен внешний вид стержней до, во время и после проведения эксперимента при температуре 55 С. При проведении исследования визуально установлено, что процесс удаления АСПО растворителем сопровождался так называемым «расклинивающим эффектом». Это можно объяснить наличием в реагенте ПАВ, которые способствуют проникновению растворителя в образующиеся микротрещины. Адсорбция ПАВ на стенках микротрещин способствует снижению поверхностной энергии и тем самым работа на образование новой поверхности и облегчения разрушения АСПО уменьшается (рисунок 3.10). Рисунок 3.10 - внешний вид органических отложений на холодном стержне при температуре исследования 55С
В результате исследования разработанного растворителя на установке «Холодный стержень» подтверждена оптимальная температура растворения отложений 55 С, при которой моющая способность достигает 100%.
Результаты проведения физико-химических исследований представлены в таблице 3.13. Растворитель представляет однородную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 0,823 г/см . В результате исследования кинематической вязкости было выявлено, что на исследуемом интервале температур растворитель имеет допустимые значения: 0,720 мм /с при 20 С и 1,679 мм /с при минус 40С. При температуре минус 55 С реагент не застыл. Установлено, что растворитель имеет достаточно низкие значения коррозионной активности 0,08 мм/год.
Определение высаливающей способности растворителя АСПО обеспечивает получение качественной информации о совместимости растворителя с попутно-добываемой водой и прогноз рисков, возникающих при использовании растворителей при добыче и в технологиях подземного ремонта скважин. Внешний вид образцов, представляющих собой смесь растворителя и пластовой воды, представлен в таблице 3.14 до и после проведения эксперимента. Установлено отсутствие помутнения, образования эмульсий и осадка при смешении разработанного реагента с пластовой водой.
Таким образом, физико-химические характеристики разработанного реагента удовлетворяют требованиям, предъявляемым к растворителям АСПО, что свидетельствует о его применимости в качестве состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.
Фильтрационные исследования проводились на естественном образце керна ВУ ОНГКМ длиной 6,8 см и диаметром 2,9 см проницаемостью по азоту 32,27-10" мкм при условиях максимально приближенных к пластовым
Технология обработки призабойной зоны скважин разработанным растворителем
Выявленные закономерности изменения Ксп при проведении лабораторных исследований получены по технологии, при которой предусматривается отбор проб на устье скважины, транспортировка их в лабораторию, тщательное обезвоживание и длительные скрупулезные исследования, на точность которых влияет большое количество субъективных факторов. Однако свойства флюидов в скважинных условиях и на поверхности значительно отличаются. Это подтверждает перспективность разработки фотометрического устройства, принципиальная схема которого предусматривает возможность автоматизированной регистрации оптических параметров добываемой нефти на забое скважины в заданном интервале длин волн, их первичную обработку и передачу в программируемые системы автоматизированной аппроксимации с геолого-промысловыми данными.
Блок питания обеспечивает подачу электрической энергии в устройство для его бесперебойной работы и оснащен стабилизатором напряжения, силовым трансформатором, аккумуляторным отсеком с химическими источниками энергии и другими устройствами электрической схемы [105].
Продукция из скважины поступает в приемный блок, в котором происходит ее подготовка (обезвоживание и сепарация). Затем в измерительный фотометрический блок, где происходит собственно измерение необходимых параметров в виде аналогового сигнала. В блоке хранения данных сигналы преобразуются в цифровой вид с помощью аналого-цифрового преобразователя (АЦП) для хранения в резервируемой памяти устройства и (или) они с помощью блока беспроводного (проводного) канала связи передаются на поверхность для последующей обработки.
В лабораторных условиях исследованию оптических свойств нефти предшествует тщательное ее обезвоживание, поскольку известно, что даже незначительное содержание воды способно сильно исказить измерения. В скважинных условиях приемный блок включает в себя фильтр 12, клапанно-дозирующее устройство 13, поглотители воды и сепараторы газа 14, которые представляют собой стационарные устройства в виде гидрофобизированных мембран, адсорбентов, отводы для сброса воды и газа 15. Необходимость незначительного количества обезвоженной нефти для определения Ксп в лабораториях делает эту задачу вполне реализуемой для скважинных условий.
Фильтр служит для исключения попадания в устройство механических примесей. Клапанно-дозирующий механизм обеспечивает дозированную подачу скважинной жидкости в фотометрический блок. Фотометрический блок включает источник светового излучения 8 (ксеноновую импульсную лампу), свет которого проходит через монохроматор (призму) 9 для получения светового луча заданной длины волны. Затем пучок света направляется через испытуемую жидкость, заключенную в прободержатель 10 и далее в сенсор 11. Монохроматический свет, проходя через исследуемую жидкость, частично отражается и частично поглощается. Интенсивность прошедшего светового луча замеряется фотометрическим сенсором (детектором) 4. Спектр используемого электромагнитного излучения имеет принципиальное значение. АЦП в блоке 5 осуществляет перевод аналоговых результатов измерений в цифровой вид для длительного хранения в съемной памяти устройства и этот же блок обеспечивает передачу полученных данных на поверхность. При этом в зависимости от способа эксплуатации скважины устройство может быть снабжено блоком проводного (скважины, оборудованные электроцентробежными или винтовыми насосами) или беспроводного (например, в случае оборудования штангово-глубинными насосами, фонтанной эксплуатации, газлифт) канала связи 6. Беспроводной способ передачи данных может осуществляться по импульсам давления или по гидравлическому, акустическому или электромагнитному каналам.
Оптические данные в режиме реального времени должны поступать в программный комплекс их хранения и обработки, содержащий также постоянно-обновляющиеся показатели работы скважин и другие показатели разработки месторождения. Устройство может значительно улучшить управление разработкой нефтяного месторождения, в том числе в комплексе с манометрами, многофазными расходомерами и другими скважинными устройствами, например, для получения в режиме реального времени достоверных сведений о запасах или контроля изменения свойств коллектора и флюидов [105].
Применение скважинного фотометрического устройства, размещенного в непосредственно скважине при эксплуатации и во время проведения мероприятий по удалению АСПО, для непрерывного измерения оптических характеристик добываемой нефти позволит повысить достоверность не только оптических, но и других геолого-промысловых данных.
При механизированном способе эксплуатации прибор устанавливается непосредственно под насосом, при фонтанном - может быть спущен в скважину на каротажном кабеле или колонне труб.
Конструкция прибора позволяет проводить автоматизированную регистрацию оптических параметров скважинного флюида на забое в заданном интервале длин волн, их первичную обработку и передачу в программируемые системы автоматизированной аппроксимации с геолого-промысловыми данными.
В результате исследований с достаточно высокой степенью аппроксимации установлены зависимости изменения Ксп при проведении мероприятия по удалению АСПО с металлической поверхности и при обработке порового пространства растворителем. Таким образом, получая непрерывные данные об изменении коэффициента светопоглощения в процессе эксплуатации и при проведения обработки растворителем, мы можем производить мониторинг процесса образования АСПО, контроль и оценку эффективности удаления отложений.
Мониторинг при эксплуатации Со временем при эксплуатации скважин изменение термобарических условий, влияние газа и механических примесей могут повлиять на образование АСПО в призабойной зоне. Одновременно будет меняться и состав добываемой нефти. Применение скважинного фотометрического устройства позволит проводить мониторинг изменения оптических параметров непосредственно на забое скважины.
При проведении экспериментальных исследований установлено, что при фильтрации нефти через керн, предварительно насыщенного АСПО, происходит резкое увеличение Ксп (рисунок 4.3) с последующей стабилизацией. Данный факт свидетельствует об увеличении доли АСВ в составе флюида.