Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Образование асфальтосмолопарафиновых отложении в скважине и методы борьбы с ними 11
1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине 11
1.2 Температура насыщения нефти парафином 12
1.3 Температурный режим работы добывающих скважин 16
1.4 Классификация методов борьбы с асфальтосмолопарафиновми отложениями 20
1.5 Химическая обработка продукции скважины 21
Выводы к главе 1 24
ГЛАВА 2 Расчет глубины образования асфальтосмолопарафиновых отложении 25
2.1 Распределение температуры по стволу скважины 25
2.1.1 Решение уравнения теплопроводности в скважине 25
2.1.2 Определение коэффициента теплопередачи 26
2.1.3 Пример расчёта распределения температуры насыщения нефти парафином в добывающей скважине 29
2.2 Расчет распределения температуры насыщения нефти парафином по стволу добывающей скважины 31
2.2.1 Исследование влияния асфальто-смолистых компонентов в нефти на температуру насыщения нефти парафином 31
2.2.1.1 Методика исследования 34
2.2.1.2 Результаты исследования 35
2.2.2 Исследование влияния асфальто-смолистых компонентов в нефти на интенсивность образования АСПО 38
2.2.2.1 Методика исследования 38
2.2.2.2 Результаты исследования 39
2.2.2 Пример расчёта температуры насыщения нефти парафином 41
2.3 Влияние дебитов скважин на глубину образования АСПО 49
Выводы к главе 2 51
ГЛАВА 3 Образование асфальтосмолопарафиновых отложении в системе «пласт-скважина» 53
3.1 Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в свободном объёме 53
3.1.1 Описание используемого оборудования 53
3.1.1 Методика проведения исследования 57
3.1.2 Результаты исследования 58
3.2 Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве 60
3.2.1 Подготовка кернового материала и описание использованного оборудования 60
3.2.2 Методика проведения исследования 67
3.2.3 Результаты исследования 68
Выводы к главе 3 71
ГЛАВА 4 Обоснование технологии обработки призабоинои зоны пласта ингибитором асфальтосмолопарафиновых отложении 72
4.1 Исследования влияния состояния нефтяной системы в момент ввода ингибитора АСПО на эффективность его применения 72
4.1.1 Методика исследования 72
4.1.2 Результаты исследования
4.2 Выбор ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений 75
4.3 Исследование влияния концентрации реагента-ингибитора ФЛЭК-ИП-103 на межфазное натяжение на границе «дистиллированная вода – нефть»
4.3.1 Описание оборудования 76
4.3.2 Методика исследований 78
4.3.3 Результаты исследования 79
4.4 Исследование адсорбции реагента-ингибитора в призабойной зоне пласта 81
4.4.1 Описание лабораторной установки 82
4.4.2 Методика исследований 85
4.4.3 Результат исследования 86
4.5 Исследование десорбции реагента-ингибитора в призабойной зоне пласта 87
4.5.1 Методика исследований 87
4.5.2 Результаты исследования 88
4.6 Фильтрационные исследование эффективности технологии обработки ПЗП ингибитором на полимерной основе 89
4.6.1 Методика исследования 89
4.6.2 Результаты исследования 90
4.7 Технология обработки призабойной зоны пласта ингибитором асфальтосмолопарафиновых отложений 91
4.7.1 Описание технологического процесса закачки ингибитора в призабойную зону пласта карбонатного коллектора 92
Выводы к главе 4 94
Заключение 95
Список сокращении и условных обозначении 97
Список литературы
- Температурный режим работы добывающих скважин
- Расчет распределения температуры насыщения нефти парафином по стволу добывающей скважины
- Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве
- Выбор ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений
Температурный режим работы добывающих скважин
Химические методы борьбы с образованием отложений, основанные на применении специальных химических реагентов, являются эффективными и действенными, так как позволяют осуществлять защиту всего технологического оборудования месторождения, включая систему внутрипромыслового сбора и транспорта углеводородного сырья. Ко всему прочему, применение химреагентов позволяет очищать труднодоступные места технологического оборудования[4]
Реагенты и их композиции, можно разделить на две группы – растворители (удалители) и ингибиторы АСПО. Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.
Назначение первых состоит в удалении АСПО с поверхности труб и оборудования. Для предотвращения АСПО применяют реагенты-ингибиторы, в основе действия которых лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз между жидкой фазой и твердой поверхностью.
Ингибиторы АСПО подразделяются на: - смачивающие (образуют на поверхности труб и оборудования гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина, создавая условия для их выноса потоком жидкости); - модифицирующие (взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов); - депрессаторы (адсорбируются на кристаллах парафина, затрудняя их способность к агрегации и накоплению); - диспергаторы (обеспечивают повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляют процессы кристаллизации отложений) [48,9].
Ингибиторы смачивающего (гидрофилизирующего) действия [41]. Они, как правило, представляют собой многофункциональные смеси водорастворимых ПАВ, способных к адсорбции на металлических поверхностях с постоянно возобновляемой и устойчивой в динамике их гидрофилизацией по пленочному механизму, что позволяет предотвращать АСПО из контактирующего нефтяного потока. К преимуществам данной группы ингибиторов можно отнести возможность эффективной работы в условиях повышающейся обводненности добываемой нефти, подачи в место начала выпадения АСПО независимо от текущего агрегатного состояния системы, поликомпонентность и, как следствие, полифункциональность действия, водорастворимость, низкая температура застывания и доступность. Из недостатков необходимо отметить неприменимость для ингибиторной защиты скважинного фонда, добывающего высокопарафинистые безводные нефти. В состав таких композиций входят неионные, анионные и катионные водорастворимые ПАВ или смеси последних с неионными ПАВ, полярные неэлектролиты и другие гидрофилизирующие присадки.
Реагенты диспергирующего действия при введении в систему влияют на процесс кристаллизации твёрдых компонентов нефти на макромолекулярном уровне с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента на мелких зародышевых кристаллах углеводородов. Это способствует снижению тенденции их когезии между собой и адгезии к стенкам нефтепромыслового оборудования, что имеет в своей основе скорее физическую, чем химическую природу. Тот же эффект, например, даёт нагревание нефти с выпавшим парафином, где в роли детергентов-диспергаторов выступают асфальтеносмолистые компоненты нефти. Достоинством детергентов-диспергаторов является, помимо эффективного предотвращения АСПО в условиях скважин и трубопроводов, иногда не менее эффективная защита от донных осадков резервуарного парка за счёт удержания взвеси микрокристаллов парафина в объёме нефти. К недостаткам таких ингибиторов относится необходимость доставки основной их массы в точку с температурой выше критической температуры насыщения нефти парафином, которая может находиться уже в ПЗП, а также, пропорциональное количеству твёрдых углеводородов в нефти, увеличение дозировки ингибитора. В качестве таких ингибиторов используются маслорастворимые амины, алкилорто- фосфаты, алкилсульфонаты, жирные кислоты или их соли, фенолы, нафталин, тяжёлые нефтяные остатки и другие подобные соединения.
В отдельную группу входят ингибиторы-модификаторы парафиновых кристаллов полимерной природы. Наиболее распространённые из них — это сополимеры этилена с винилацетатом, полиакрилаты и полиметилметакрилаты, полиэтилен, полиизобутилен и другие высокомолекулярные соединения, предпочтительно с чередующимися полярными группами. Механизм их действия на кристаллизацию парафина может быть многовариантным [54]: - модификатор осаждается из раствора при температуре, несколько превышающей температуру помутнения нефти, и образует многочисленные центры кристаллизации; - модификатор осаждается из раствора при температуре помутнения нефти и сокристаллизуется с твёрдыми углеводородами; - модификатор осаждается из раствора при более низкой температуре, чем точка помутнения, и адсорбирует образовавшиеся парафиновые кристаллы.
При этом модификаторы придают парафиновым кристаллам округлую форму с минимальной площадью контакта в отличие от их игольчатого или ромбического строения в нативном виде. Основным достоинством модификаторов является удержание парафина в нефти в диспергированном состоянии на всем пути от забоя скважины до нефтеперерабатывающего предприятия. Это определяет преимущество их применения по сравнению с механическими, физическими и многими химическими способами борьбы с АСПО. К недостаткам модификаторов относится проявление наиболее существенного эффекта при температуре ввода в нефть выше температуры плавления парафина и собственная высокая температура застывания их товарных форм. Несмотря на применение специального оборудования и высокую стоимость реагентов, химические методы борьбы с АСПО зарекомендовали себя как весьма эффективные [63,19, 70, 65,47].
Расчет распределения температуры насыщения нефти парафином по стволу добывающей скважины
Экспериментальные исследования проводились на системе FLASS компании Vinci Technologies (Франция) предназначенной для изучения процессов образования твёрдых веществ (органических и неорганических) в пластовом флюиде с моделированием термобарических условий, максимально приближенных к пластовым. Данная система позволяет проводить исследования в широких пределах температур (от -20 C до +180 C) и давлений (до 68 МПа).
Система FLASS позволяет идентифицировать кристаллы парафина и твёрдые тела асфальтенов, следить за изменением их размера и морфологии в зависимости от температуры, давления и времени, а также оценивать эффективность различных химических обработок. При проведении лабораторных исследований комбинируются две различные системы регистрации данных: система обнаружения твёрдых частиц (SDS) и микроскоп высокого давления (HPM).
Микроскоп высокого давления (HPM) позволяет определять твёрдые вещества и регистрировать изменение размеров и морфологии кристаллов парафина и асфальтенов, как функции температуры, давления, времени и действия различных химических добавок. Система HPM позволяет наблюдать за всеми процессами в режиме реального времени. Основные технические характеристики системы HPM представлены в таблице 4.
Система HPM обладает высокой точностью. Выборка данных осуществляется во время эксперимента, что позволяет идентифицировать твердые вещества и наблюдать за изменением размеров и морфологии кристаллов парафина и асфальтенов, как функции от температуры, давления и времени. Система оснащена поляризационным фильтром, благодаря которому возможно идентифицировать только частицы парафина. Оптическая система (обработка изображения, микроскоп, ячейка и подсветка) оптимизированы для изучения нефтяных флюидов. Подсветка основана на современной технологии Xenon для обеспечения высокого уровня освещённости малопрозрачных флюидов.
Система обнаружения твердых веществ (SDS) позволяет производить исследования условий образования твердых органических веществ во флюиде при пластовых условиях и в дегазированной нефти. Система SDS основана на пропускании лазерного излучения низкой интенсивности через окна ячейки с помощью смонтированных оптоволоконных зондов.
Система SDS состоит из: лазера, установленного на окне ячейки и подключённого к высокотемпературным световодам, которые используются для подачи и получения лазерного сигнала из пробы нефти (таблица 5-6); оптического источника для генерации сигнала, подаваемого сквозь флюид;
Система PVT ячейки изготовлена из нержавеющей стали. Является сосудом высокого давления со встроенным поршневым насосом на одном конце и главной ячейкой на другой. Поршень оснащён магнитной управляемой мешалкой для перемешивания исследуемого образца жидкости в однородную массу.
Головной модуль системы SDS состоит из крышки из нержавеющей стали, снабженной смотровым стеклом высокого давления (установлен в верхней его части). Верхняя крышка включает в себя неразъемный нулевой клапан отбора, расположенный на стыке внутренней поверхности стекла.
Датчики располагаются в мёртвом объёме PVT ячейки и предназначены для контроля температуры и давления исследуемой жидкости.
Система SDS основана на принципе рассеяния света. Пропускание лазерного света от лазерного источника через углеводородную фазу измеряется с помощью детектора лазерного света. Система работает в ближней инфракрасной зоне исследования, что является эффективным способом выявления давления начала кристаллизации и агрегации твердых органических веществ в системах высокого давления.
Пропускание света зависит от двух основных параметров: плотности жидкости и количества твердых веществ, представленных в жидкости.
Пропускание света обратно пропорционально плотности: если плотность уменьшается, то увеличивается пропускание света. Для газированной нефти выше точки кипения (одной жидкой фазы), плотность пропорциональна давлению, поэтому если давление падает, пропускание света пропорционально увеличивается. Пропускание света обратно пропорционально размеру твердых веществ, следовательно, если размер их увеличивается, то уменьшается пропускание света.
Пропускание света обратно пропорционально зарождению плотности твердого вещества (появление фактора твердых веществ), следовательно, если оно увеличивается, то уменьшается пропускание света.
В однородной жидкости свет проходит через жидкость с минимальным рассеянием. Появление твердых частиц приводит к частичному рассеянию света. Постепенное снижение пропускаемого света говорит об осаждении твердых веществ в исследуемой жидкости. Когда процесс образования твердых веществ прекращается, показания детектора лазерного света стабилизируются. Программный комплекс анализа размеров частиц (PSA) позволяет обнаруживать частицы размером от 1 мкм, измерять их число, размер и распределение по размерам.
Обнаружение частиц основано на алгоритме выделения, который принимает в расчёт природу наблюдаемых твёрдых веществ (асфальтенов или парафинов). На самом деле оптические свойства асфальтенов приводят к значительному рассеянию света, это означает, что частицы могут казаться других размеров, чем есть на самом деле. Следовательно, обработка данных на изображении с этим типом частиц требует соответствующую трактовку для обеспечения верных результатов.
Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве
Для определения температуры насыщения нефти парафином в поровом пространстве горной породы нами был использован косвенный («фильтрационный») метод ее оценки, основанный на снятии экспериментальным путем зависимости фильтрационной характеристики нефтенасыщенной горной породы от температуры.
При проведении лабораторных фильтрационных экспериментов использовались образцы естественного кернового материала. Подготовка образцов керна и пластовых флюидов, а также проведение лабораторных фильтрационных исследований были выполнены в соответствии со следующими нормативными документами: ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств» [13], ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» [17], ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации» [18], ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости насыщением» [14] и ГОСТ 26450.2- 85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации» [15].
Краткая характеристика проведённых работ по подготовке образцов керна к фильтрационным исследованиям:
Подготовка цилиндрических образцов керна. Выбуривание цилиндрических образцов керна (диаметр 3см.) производилось с помощью ручного сверлильного станка MDP-405 (рисунок 19). Обрезка образцов керна до правильных цилиндров и их шлифовка производилась с помощью станка DTS-430 (рисунок 20).
Поровое давление и давление обжима могут задаваться вплоть до значения в 69 МПа (10`000 psi). Температура во время эксперимента может достигать 150С за счет циркуляции и нагрева воздуха. Для нагрева системы используется вентилятор принудительной подачи воздуха и обогреватель. Погрешность поддерживания температуры в термошкафу составляет ± 0,5 С. Температуру в нем контролирует термопара типа J и цифровой терморегулятор с распределяющим полупроводниковым реле.
Поровое давление измеряется на входе и выходе кернодержателя с помощью датчиков относительного и дифференциального давления. Все контактные поверхности выполнены из нержавеющей стали 316, сплава нержавеющей стали типа Hastelloy или титана TA6V для обеспечения необходимой механической прочности и коррозионной стойкости. Измерительная установка включает в свой состав два двухцилиндровых механических насоса, воздушный термостат, три поршневых контейнера, два газовых регулятора, контроллер расхода, кернодержатель, регулятор противодавления, сепаратор, систему измерения давления и газовый счётчик (рисунок 27).
Принципиальная схема установки AutoFlood 700. A,B,C-поршневые контейнеры для подачи технологических жидкостей на прием кернодержателя; DPT01 – система контроля давления с датчиком +/- 0,544 МПа; DPT02 – система контроля давления с датчиком +/- 3,4 МПа; PT01 – датчик давления на входе в керн; PT02 – датчик давления на выходе из керна; PT03 – датчик давления обжима в кернодержателе; РТ04 – датчик противодавления; HV01...HV10 – ручные клапаны; СV01...CV05 – обратные клапаны; AV01...AV10 – автоматические управляемые клапаны (из программы, с использованием сжатого воздуха); TE01 – температурный датчик в кернодержателе.
Работа системы управляется через компьютер. Программное обеспечение системы (ApplyLab) позволяет работать как в ручном, так и автоматическом (программном) режиме. Установка AutoFlood 700 позволяет выполнять множество различных типов экспериментов, требующих создания потока флюидов через образец керна при повышенном давлении и температуре.
Кернодержатель позволяет проводить лабораторные фильтрационные исследования с использованием образцов керна диаметром 3 или 4 см и длиной до 10 см. Кернодержатель имеет три линии входа и три линии выхода для флюидов в торцевых частях керна для смены направления фильтрационных потоков. Установка обладает автоматизированной системой давления обжима, которая состоит из пневматического усиливающего давление насоса, питательного резервуара и соответствующих клапанов, и трубок. Данная система используется для повышения и понижения всестороннего давления через компьютерную программу. Система оборудована перепускным и отсекающим клапанами. Перепускной клапан предназначен для стравливания давления из кольцевого пространства кернодержателя и возвращения жидкости в резервуар. Отсекающий клапан – для изоляции давления, создаваемого вокруг образца керна, от системы.
Фильтрационные исследования проводились на автоматизированной установке для оценки степени повреждения пласта AutoFlood 700 при моделировании пластовых термобарических условий, на естественных образцах терригенных горных пород. Эксперименты проводились в режиме «постоянный расход – меняющиеся перепады давления». Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, по которому определялось изменение подвижности флюидов и проницаемости керна.
Выбор ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений
Фильтрационные исследования проводились на автоматизированной установке для оценки степени повреждения пласта AutoFlood 700 при моделировании пластовых термобарических условий, на естественных образцах терригенных горных пород (описание установки представлено в п 3.2.1).
Эксперименты проводились в режиме «постоянный расход – меняющиеся перепады давления». Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, по которому определялось изменение подвижности флюидов и проницаемости керна. Пластовыми условиями проведения лабораторных фильтрационных экспериментов являлись: 1) горное давление – 38 МПа; 3) поровое (пластовое) давление – 24 МПа.; 4) скорость фильтрации (расход) – 0,5 см3/мин. Фильтрационные эксперимент проводился по методике, включающей следующие этапы: 1) подготовленный образец керна насыщался под вакуумом приготовленной моделью пластовой воды. После насыщения определялся поровый объем керна методом взвешивания, по величине изменения его массы; 2) насыщенный керн помещался в кернодержатель фильтрационной установки AutoFlood 700, где создавались термобарические условия, максимально приближенные к пластовым; 3) температура в термошкафу устанавливалась на 10-15 С выше температуры насыщения нефти парафином в свободном объеме; 4) при постоянном расходе (0,5 см3/мин) через керн прокачивали нефть, содержащую исследуемый ингибитор (0,5% мас.) с расходом 0,5 мл/мин в течение 12 часов для адсорбции ингибитора на стенках пор; 5) при постоянном расходе (0,5 см3/мин) через керн прокачивали исследуемую нефть снижая температуру в кернодержателе на один градус каждые 3 часа с постоянной фиксацией градиента давления фильтрации.
Нефть с периодическим градус каждые показаны на рисунках фильтровали через керн при постоянном расходе (0,5 мл/мин) снижением температуры в кернодержателе (на один три часа). Результаты фильтрационного исследования 44 и 45.
По графикам на рисунках 44 и 45 видно, что при температуре 33С происходит резкое увеличение градиента давления фильтрации и снижение нефтепроницаемости керна, что можно объяснить образованием в поровом пространстве твердых частиц парафинов при температуре 33С. Результаты исследования показали, что ингибитор АСПО при закачке в призабойную зону пласта, адсорбируясь на стенках пор пород коллекторов, способен снижать температуру насыщения нефти парафином в пласте (для исследованной нефти - на 6С), что позволит избежать раннего образования твердых парафиновых частиц в поровом пространстве продуктивного пласта. Так же, постепенно вымываясь из призабойной зоны пласта добываемой жидкостью ингибитор АСПО поступает в подземное оборудование скважины, предотвращая образование этих отложений в скважине [33].
Технология обработки призабойной зоны пласта ингибитором асфальтосмолопарафиновых отложений Разработанная технология обработки призабойной зоны с использованием ингибитора на полимерной основе рекомендуется к применению для добывающих скважин, осложненных образованием АСПО в ПЗП и на стенках скважинного оборудования.
Обработку необходимо проводить с индивидуальным подходом к каждой скважине, однако большинство операций, предлагаемых автором в данном разделе, являются общепринятыми и подробно не разбираются.
Техническим результатом применения разработанной технологии обработки призабойной зоны ингибитором асфальтосмолопарафиновых отложений является снижение скорости десорбции («вымывания») ингибитора с поверхности породы в процессе эксплуатации скважины в условиях карбонатных коллекторов.
Результаты проведённых выше исследований показали, что ингибитор, представляющий собой смесь полярных сополимеров с винилацетатом в углеводородном растворителе, содержащий в себе концентрат смол: - снижает температуру насыщения нефти парафином, и сдерживает коагуляцию твердых частиц парафина друг с другом, что в свою очередь смещает глубину образования АСПО в скважине выше к устью, а в лучшем случае исключает их образование в скважине; - быстро и в большом количестве способен адсорбироваться на стенках пор карбонатного коллектора, при этом обладает низкой скоростью десорбции ингибитора в добываемую нефть, что позволяет использовать ПЗП в качестве естественного дозатора ингибитора.