Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами с использованием ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Коробов Григорий Юрьевич

• Коробов Григорий Юрьевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Коробов Григорий Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНЕ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине

1.2 Температура насыщения нефти парафином

1.3 Температурный режим работы добывающих скважин

1.4 Классификация методов борьбы с асфальтосмолопарафиновми отложениями

1.5 Химическая обработка продукции скважины

Выводы к главе

ГЛАВА 2 РАСЧЕТ ГЛУБИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

2.1 Распределение температуры по стволу скважины

2.1.1 Решение уравнения теплопроводности в скважине

2.1.2 Определение коэффициента теплопередачи

2.1.3 Пример расчёта распределения температуры насыщения нефти парафином в добывающей скважине

2.2 Расчет распределения температуры насыщения нефти парафином по стволу добывающей скважины

2.2.1 Исследование влияния асфальто-смолистых компонентов в нефти на температуру насыщения нефти парафином

2.2.1.1 Методика исследования

2.2.1.2 Результаты исследования

2.2.2 Исследование влияния асфальто-смолистых компонентов в нефти на интенсивность образования АСПО

2.2.2.1 Методика исследования

2.2.2.2 Результаты исследования

2.2.2 Пример расчёта температуры насыщения нефти парафином

2.3 Влияние дебитов скважин на глубину образования АСПО

Выводы к главе

ГЛАВА 3 ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СИСТЕМЕ «ПЛАСТ-СКВАЖИНА»

3.1 Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в

свободном объёме

3.1.1 Описание используемого оборудования

3.1.1 Методика проведения исследования

3.1.2 Результаты исследования

3.2 Исследование образования асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве

3.2.1 Подготовка кернового материала и описание использованного оборудования

3.2.2 Методика проведения исследования

3.2.3 Результаты исследования

Выводы к главе

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ИНГИБИТОРОМ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

4.1 Исследования влияния состояния нефтяной системы в момент ввода ингибитора АСПО на эффективность его применения

4.1.1 Методика исследования

4.1.2 Результаты исследования

4.2 Выбор ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений

4.3 Исследование влияния концентрации реагента-ингибитора ФЛЭК-ИП-103 на межфазное натяжение на границе «дистиллированная вода -нефть»

4.3.1 Описание оборудования

4.3.2 Методика исследований

4.3.3 Результаты исследования

4.4 Исследование адсорбции реагента-ингибитора в призабойной зоне пласта

4.4.1 Описание лабораторной установки

4.4.2 Методика исследований

4.4.3 Результат исследования

4.5 Исследование десорбции реагента-ингибитора в призабойной зоне пласта

4.5.1 Методика исследований

4.5.2 Результаты исследования

4.6 Фильтрационные исследование эффективности технологии обработки ПЗП ингибитором на полимерной основе

4.6.1 Методика исследования

4.6.2 Результаты исследования

4.7 Технология обработки призабойной зоны пласта ингибитором

асфальтосмолопарафиновых отложений

4.7.1 Описание технологического процесса закачки ингибитора в

призабойную зону пласта карбонатного коллектора

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами с использованием ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений»

Актуальность темы

Текущее состояние разработки нефтяных месторождений связано с их переходом на завершающую стадию, которая сопровождается увеличением обводненности продукции скважин, падением пластовых и забойных давлений, увеличением содержания высокомолекулярных компонентов в добываемой нефти. Эти факторы увеличивают риск осложнении при эксплуатации нефтедобывающих скважин из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках скважин и на омываемом оборудовании.

Заметный вклад в решение проблемы борьбы с АСПО в добыче нефти внесли отечественные ученые: Р.А.Абдуллин, А.А.Абрамзон, Г.А.Бабалян, Л.Ф.Волков, П.П.Галонский, Ш.С.Гарифуллин,

В.Н.Глущенко, С.Н.Головко, А.И.Гужов, И.А.Гуськова, М.Ю.Доломатов, Ю.В.Зецгман, Н.Г.Ибрагимов, Я.М.Каган, А.И.Комиссаров, С.Ф.Люшин, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутов, Т.М.Мамедов, И.Т.Мищенко, В.Ф.Нежевенко, Н.Н.Непримеров, В.А.Рагулин, В.А.Рассказов, Ю.В.Ревизский, М.К. Рогачев З.А.Ростэ, В.А.Сахаров, Ф.Л.Саяхов, В.В.Сизая, В.Н.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.

Несмотря на большое количество исследований в области предотвращения образования АСПО остается малоизучен механизм образования АСПО в поровом пространстве пласта, открыт вопрос о влиянии асфальто-смолистых компонентов в нефти на условия и интенсивность образования АСПО. Риск образования АСПО в призабойной зоне пласта требует разработку и обоснование технологии предупреждения осложнений. Таким образом обоснование технологии предупреждение образование АСПО в системе «пласт-скважина» является актуальной задачей нефтедобывающей промышленности.

Целью диссертационной работы Повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, осложненных образованием АСПО.

Идея диссертационной работы

Повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, в условиях образования АСПО может быть достигнуто за счет внедрения технологии, основанной на закачке в призабойную зону пласта ингибитора депрессорного действия в совокупности с регулированием параметров работы насосов.

Задачи исследований

1) Изучение существующих методик расчета распределения температуры потока в скважине.

2) Математическое моделирование процесса образования АСПО в скважине.

3) Исследование влияния органических высокомолекулярных компонентов нефти на фазовый переход парафинов в ней.

4) Исследование влияния органических высокомолекулярных компонентов нефти интенсивность образования АСПО на стенках скважинного оборудования.

5) Оценка влияния параметров работы УЭЦН на эффективность эксплуатации скважин, осложненных образованием парафина на стенках скважинного оборудования.

6) Исследование процесса фазового перехода парафинов в нефти в микрообъеме порового пространства и в свободном объеме.

7) Исследование кинетики адсорбции ингибитора на стенках пор горной породы при обработке ПЗП скважины и десорбции ингибитора при его «вымывании» нефтью из ПЗП в скважину.

8) Оценка эффективности закачки реагента-ингибитора в ПЗП.

9) Разработка технологии дозирования ингибитора АСПО в скважину.

Методы исследований Работа выполнена в соответствии со стандартными методам теоретических, а также со стандартными и разработанными методиками проведения экспериментальных исследований (исследования процессов образования твердых веществ в пластовом флюиде; исследования реологических свойств нефти в стандартных и пластовых термобарических условиях месторождений; физическое моделирование процессов адсорбции и десорбции в пористой среде и др.). Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна

1) Для Северной группы месторождений Пермского края установлена зависимость термического сопротивления скважин от глубины, позволяющая повысить точность расчета скважинных термограмм.

2) Для малосмолистых парафинистых нефтей (с содержанием смол и парафинов до 8,7 % и 6 % соответственно) определен депрессорный характер влияния асфальтенов, смол и химического реагента (на основе сополимеров этилена и винилацетата) на температуру насыщения нефти парафином.

3) Результаты фильтрационных исследований показали скачкообразное снижение проницаемости керна при температуре на 5-7 °С большей, чем температура насыщения нефти парафином в свободном объеме, что является свидетельством более раннего фазового перехода парафинов в пласте по сравнению со свободным объемом.

4) Получена зависимость, описывающая кинетику адсорбции и десорбции химического реагента (на основе сополимеров этилена и

винилацетата) на стенках пор при фильтрации через образцы карбонатных

пород-коллекторов.

Защищаемые положения

1) Использование зависимости термического сопротивления от глубины в добывающих скважинах Северной группы месторождений Пермского края и установленного депрессорного характера влияния асфальтенов и смол на температуру насыщения нефти парафином позволяет прогнозировать глубину образования АСПО на стенках скважинного оборудования.

2) Использование установленного депрессорного характера влияния химического реагента (на основе сополимеров этилена и винилацетата) на температуру насыщения нефти парафином и зависимостей, описывающих кинетику адсорбции и десорбции этого реагента на стенках пор карбонатного коллектора, позволило разработать технологию предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах, основанную на закачке реагента-ингибитора в призабойную зону пласта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями на комплексах современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems Corporation, Kruss и др., воспроизводимостью полученных результатов экспериментальных исследований.

Практическое значение работы

1) Разработана и обоснована математическая модель для расчета глубины образования АСПО в нефтедобывающих скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов, использование которой позволяет прогнозировать глубину образования АСПО при изменениях технологического режима работы насоса.

2) Установлено, что образование твердых частиц парафинов в пористой среде карбонатного коллектора происходит при температуре на 5-7°С более высокой, чем в свободном объеме.

3) Разработана технология обработки призабойной зоны пласта с использованием полимерного ингибитора АСПО, позволяющая предотвратить образование твердых органических частиц в системе «пласт-скважина» на месторождениях с карбонатным коллектором.

4) Материалы диссертационной работы могут быть использованы в профильных высших учебных заведениях при чтении лекций по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», и «Текущий и капитальный ремонт скважин».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 8 научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах, в т.ч. на IV Всероссийской конференции «Нефтегазовое и горное дело» (16-18 ноября 2011г., г. Пермь); V Всероссийской конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых» в рамках Всероссийского молодежного форума «Нефтегазовое и горное дело» (14-16 ноября 2012 г., г. Пермь); Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса (03-05 апреля 2013г., г. Санкт-Петербург); Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (24-26 апреля 2013г., г. Санкт-Петербург); 54-ой Международной студенческой научной конференции в Горной академии Кракова (AGH) (5 декабря 2013г., г. Краков); Международной научно-технической «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2014» (14 марта 2014г., г. Октябрьский); 68-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2014» (14-16 апреля 2014г., г. Москва); VII Международной научно-

практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2014» (19 ноября 2014, г. Уфа). Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 10 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, библиографического списка, включающего 70 наименований и заключения. Материал диссертации изложен на 106 страницах машинописного текста, включает 7 таблиц, 47 рисунков.

ГЛАВА 1 ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНЕ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

1.1 Причины образования асфальтосмолопарафиновых отложений в

скважине

Необходимыми предпосылками для образования АСПО являются [12]:

• присутствие в добываемой нефти способных к осаждению асфальтено- смолопарафиновых веществ (АСПВ) при реальных условиях в ПЗП, скважине, нефтесборном коллекторе и других местах транспорта и отстоя нефти;

• падение давления до точки насыщения нефти газом или ниже, инициирующее флокуляцию асфальтенов, потерю легких углеводородных фракций и пересыщенность нефти парафинами с началом их кристаллизации;

•снижение температуры потока пластовых флюидов до температуры насыщения нефти парафином, которое способствует началу их осаждения и последующему уплотнению на твердой поверхности;

• безотрывное при данных гидродинамических условиях сцепление АСПО с коллекторской или металлической поверхностью;

Формирование АСПО происходит двумя основными путями:

•зарождением и ростом парафиновых или смешанных кристаллов на твердой поверхности (наиболее термодинамически выгодно),

•зарождением и ростом кристаллов в жидкостном потоке с последующим их закреплением на твердой поверхности.

Как подчеркиватся выше одним из основных факторов, способствующим накоплению АСПО, является разность температур нефтяного потока и насыщения нефти парафином, с ростом которой интенсивность отложений увеличивается (рисунок 1), иными словами интенсивное образование АСПО имеет место при температуре жидкости

ниже температуры насыщения нефти парафином (температура кристаллизации парафина). Поэтому необходимо с достаточной для практики точностью определять распределение температуры жидкости, температуру насыщения нефти парафином в добывающих скважинах. [61,46,62].

Температура, °С

10 20

30

500

* 1000 а

X

ю

у

1500

2000

\

энАС ПО

<

\ \

г \

Температура насыщения нефти парафином Температура потока

0

0

Рисунок 1 — Определение глубины образования АСПО в скважине графическим

методом.

1.2 Температура насыщения нефти парафином

При кристаллизации парафина из состава нефти существенное значение имеют его концентрация Сп, температура плавления Тпл, температура насыщения нефти парафином Тнп, газовый фактор нефти Гн, давление насыщения нефти газом Рнас, температурный градиент на контакте нефтяного потока с поверхностью нефтепромыслового оборудования ДТ, концентрация в нефти смол Сс и асфальтенов Са общее

давление в системе Р, для нефтяного потока, обводненность нефти, содержание механических примесей, скорость потока, материал стенок нефтепромыслового оборудования (гидрофильность, степень шероховатости, диэлектрическая проницаемость) и ряд других менее значимых факторов [12].

Влияние содержания парафина на температуру насыщения нефти парафином показано в работах [39,20,2]. Значение температуры насыщения нефти парафином для большинства для скважинных и пластовых условий может быть рассчитано по уравнению ВНИИнефть [5,56, 6]:

Тнп=(о+0,2 Р-0,1 Гн (1)

и=11,398+34,084 \%Сп (2)

где 10 - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях; Р - давление, МПа; Гн - газовый фактор нефти, м3/м3; Сп -концентрация парафина в нефти, мас.%.

Схожее с уравнением (2) влияние содержания парафинов в нефти на температуру насыщения нефти парафином представлено в [57]

г0=18,1321пСп+0,0444 (3)

Несколько большее влияние концентрации парафинов на температуру насыщения нефти парафином показано в уравнении ПермНИПИнефти [42,48, 61]:

3,686

*;0 = 70,5^е-~; (4)

Несмотря на большое количество исследований влияния содержания парафинов в нефти на температуру насыщения ее парафином, результаты этих исследований схожи. Даже для различных по своим свойствам нефти характер зависимости содержания парафинов на температуру насыщения нефти парафином мало чем отличается.

Влияние содержания асфальтено-смолистых веществ в нефти. Поскольку нефть является многокомпонентной системой, то несомненный интерес в практическом плане представляет изучение закономерностей

влияния природных ПАВ (смол, асфальтенов и других соединений) на температуру насыщения нефти и углеводородных растворов парафином, форму и дисперсность образующихся при этом кристаллов, а также структурно-механические свойства парафиносодержащих нефтей [12].

Существующие уравнения расчёта температуры насыщения нефти парафином либо не учитывают содержание асфальтенов и смол в нефти (2) -(4), либо содержание асфальтено-смолистых веществ имеет негативный характер влияния на температуру насыщения нефти (повышение температуры насыщения с ростом АСВ в нефти) (5) - (6): -формула ТГНУ[8]

10 = 8-исп + сс + са)-\тпл+^

I- ^50

-формула ПНИПУ [59]

¿0 _ ^пл • е

-X.

(5)

(6)

где Сп , Сс , Са - содержание в нефти соответственно парафинов, смол и асфальтенов, %; [5] - поправочный коэффициент, °С/%; Ц20, Ц50 -динамическая вязкость нефти при температуре соответственно 20 и 50 °С, мПа- с; ^ - температура плавления парафина, °С. Для проведения расчётов по зависимости (5) и (6) в работах [61, 60] получены номограммы для определения поправочных коэффициентов 5 и X (рисунки 2, 3): [5]

Рисунок 2 - Зависимость поправочного коэффициента [5] от суммарного содержания парафинов П, смол С и асфальтенов А в нефти

Рисунок 3 - Номограмма для определения показателя степени в уравнении (6)

Вопреки представленным зависимостям, в работе [68] установлено, что присутствие смол в парафинистых продуктах затрудняет процесс кристаллообразования твёрдых углеводородов и способствует образованию мелкокристаллической структуры парафинов. В частности, по мере увеличения концентрации смол до 1,0 - 1,5 %мас. в парафино-церезиновой масляной суспензии отмечается агрегирование кристаллов твёрдых углеводородов, которые постепенно дезагрегируют до мелкодисперсного состояния с ростом концентрации смол.

В работах [49, 67], с увеличением соотношения в составе нефти

температура насыщения нефти парафином снижается. Аналогичные результаты были получены в работе [50] для растворов бензол - парафин -асфальтены.

В работе [37] представлены данные о противоположном влиянии больших концентраций АСВ в модельной системе керосин - парафин на значения Тнп, то есть о возрастании температуры насыщения нефти парафином при возрастании содержания АСВ.

Автор объясняет это тем, что АСВ в агрегированном состоянии являются дополнительными интенсивными центрами кристаллизации парафина, однако он же, исследуя кристаллизацию парафина в нефти, содержащих АСВ и без них, установил большую степень агрегации парафиновых кристаллов без природных ПАВ [38]. Это свидетельствует об активном пептизирующем действии растворенных АСВ, заключающемся в адсорбционном ингибировании роста кристаллов парафина.

Микроскопическими исследованиями 10%-ого раствора парафина в неполярном керосине установлено наличие 7 • 105 кристаллов в 1 см3 с линейными размерами 0,02— 0,18 нм [66]. Добавление в данный раствор 0,1% АСВ способствовало увеличению количества кристаллов до 1-106/см3 с максимумом распределения в сторону меньших размеров, что позволяет говорить, как об ингибировании роста парафиновых кристаллов АСВ, так и образовании ими самостоятельных центров кристаллизации.

В работе [39] показано, что при концентрации смол в нефти до 10% их действие на Тнп позитивно, т.е. она снижается, а более 10% — повышается. На примере татарских нефтей установлено снижение их Тнп с 30 до 22°С при увеличении содержания асфальтенов до 6%, а с возрастанием концентрации в нефти смол от 17 до 30% - повышение Тнп с 25 до 40°С [64].

Расхождение результатов исследований влияния АСВ на температуру насыщения нефти парафином говорит о необходимости более детального изучения этого вопроса.

1.3 Температурный режим работы добывающих скважин

В стволе скважины, так же, как и в НКТ, температура потока непрерывно снижается в основном вследствие отдачи тепла в окружающие скважину горные породы, а также охлаждения потока при переходе газа из

растворенного состояния в свободное и расширения его по мере снижения давления в потоке.

В результате исследования вопроса распределения температуры вдоль подъемника, на сегодняшний день, получено значительное число решений уравнения теплопроводности, описывающего температурные процессы, протекающие при движении продукции по стволу добывающей скважины.

В работе И.Т. Мищенко [45] распределение температуры по глубине скважины предложено считать следующим образом:

ь л к Кпй2 -— 1--- —--; (7)

^заб ^заб В 4црС

Где t - температура жидкости в сечении скважины на расстоянии И от забоя скважины, °С; tзаб - температура на забое скважины, °С; w -геотермический коэффициент пород, окружающих скважину, °С/м; В -диаметр подъёмника, м; д - объёмный расход жидкости, м3/с; р -плотность жидкости, кг/м3, с - теплоёмкость жидкости, К - коэффициент теплопередачи, Вт/м2- °С.

В уравнении (7) неизвестным остаётся коэффициент теплопередачи К. Этот коэффициент зависит от большого количества факторов, которые в практической деятельности не всегда могут быть известными. Несмотря на большое количество, в основном, аналитических исследований, промысловые инженеры не имеют простых и достаточно точных рекомендаций по его определению. Значение же температуры не только в любой точке скважины, но даже на устье при известной температуре на забое скважины сегодня представляет несомненный практический интерес.

Обобщая результаты экспериментальных исследований в работе [45] автор приходит к следующей эмпирической зависимости для определения коэффициента теплопередачи:

К — 5 + 8,02-10-3^; (8)

где Qм - массовый расход жидкости, т/сут.

В результате выражение для расчёта распределения температуры по стволу добывающей скважины имеет вид: - для НКТ

1(Н) = £у + {-¿пл [0,544 (б23,7^р + 1)]}; (9)

для обсадных колонн

а

0,544(311,85

¿(Я) = £у + {-^пл [0,544(311,85^+1)]}; (10)

где, ¿пл - температура соответственно на устье и забое скважины; Н -глубина отсчитываемая от забоя, м; - массовый дебит скважины, т/сут; ^нкт, ^ок - внутренний диаметр соответственно НКТ и ЭК; с - удельная теплоёмкость продукции скважины, ДЖ/кг-°С

Полученные зависимости (9), (10) описывают распределение температуры скважины по глубине и рекомендуются для использования в следующем диапазоне параметров:

- массовый дебит скважины = 15 - 800 т/сут;

- массовая обводненность продукции В=0-1;

- диаметр НКТ йнкт=0,0403-0,062 м;

- диаметр обсадной колонны йок=0,127-0,168 м.

В работе [10,3] температуру потока в любом сечении колонны подъёмных труб предложено считать по следующей зависимости:

0,0034 + 0,79Г сояЯ

^пл (^кп ^ВЫхУ Q}¡

Гб7

к

(11)

1020^7

0,0034 + 0,79Г соя^

-(^вых — Ь) дж

10(20^^)

где ¿кп, ¿вых, Ь - расстояния соответственно от устья скважины до кровли пласта, ловильной головки насоса и рассматриваемого сечения в стволе скважины или в колонне подъёмных труб, м; Г - средний геотермический коэффициент, °С/м; ¿пл - температура горных пород на отметке залегания кровли пласта; <эк, <нкт - внутренний диаметр эксплуатационной колонны

скважины и колонны подъёмных труб соответственно, м; в- средний угол между осью ствола скважины и вертикалью, °С; Qж - дебит жидкости из скважины, м3/сек.

Построение скважинных термограмм в конкретных условиях различных объектов разработки с помощью приведенных выше эмпирических зависимостей, которые приводятся в ряде учебных и справочных изданий, может приводить к результатам, существенно отличающимся от фактических. На рисунке 3 приведены расчётные термограммы, полученные по указанным зависимостям (9) - (11) для добывающей скважины №341 Сибирского нефтяного месторождения (Пермское Прикамье). На рисунке 4 показана также термограмма, снятая на скважине при её подземном ремонте. Явное несовпадение расчётных термограмм с фактической указывает на то, что использование известных эмпирических зависимостей в условиях Сибирского месторождения приводит к значительной погрешности при расчётах распределения температуры в скважинах.

Температура, °С

0 10 20 30 40

Рисунок 4 - Сравнение расчетных термограмм по зависимостям (9) - (11) с фактической термограммой скважины 341 Сибирского месторождения

Таким образом, во все существующие на сегодняшний день аналитические решения входит ряд трудноопределимых параметров, что затрудняет использование данных решений на практике. Необходим индивидуальный подход к каждому объекту разработки, для составления математической модели распределения температуры по стволу добывающей скважины.

1.4 Классификация методов борьбы с асфальтосмолопарафиновми

отложениями

Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями определяется конкретными условиями месторождения и ведётся по двум направлениям: предотвращение образования АСПО и удаление уже сформировавшихся отложений [24,23].

Обеспечение планируемых объёмов добычи нефти должно базироваться как на разработке и применении новых прогрессивных средств, техники и технологии, так и на совершенствовании существующих. При этом должны учитываться геологические особенности разрабатываемых месторождений и физико-химических свойств, добываемых нефтей.

Существуют различные методы, позволяющие с большей или меньшей успешностью предотвращать образование или удалять АСПО [7].

По механизму воздействия все эти методы можно условно разделить на 6 основных групп:

- химическая обработка;

- тепловая обработка;

- обработка потока жидкости физическими полями;

- механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования;

- микробиологическая обработка;

- применение защитных покрытий на поверхностях НКТ и забойного давления.

1.5 Химическая обработка продукции скважины

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Коробов Григорий Юрьевич, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев А.Г. Борьба с парафиноотложениями при добыче, подготовке и транспорте газа и конденсата Карачаганакского газоконденсатного месторождения (КГКМ)/А.Г. Алиев, В.П. Кузнецова, А.И. Илясов, А.Н. Клюшин // ОИ. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». №.9.1985. - С. 45.

2. Амерханов И.М. О существовании месторождений нефти на территории ТАССР, насыщенных твердой фазой / И.М. Амерханов, Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин и др. // Нефтепромысловое дело месторождений Татарии: Тр. ТатНИПИнефть. Вып.41.1979. - С.202.

3. Андриасов Р.С. Справочное руководство по проектированию ра зработки и нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров (и др.). - М.: Недра, 1983. - 455 с.

4. Антониади Д.Г. Анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) при добыче нефти / Д.Г. Антониади, Н.А. Шостак, О.В. Савенок, Д.М. Пономарев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. №9 2011. -С. 32-37 .

5. Ашмян К.Д. Комплексный параметр фазового состояния парафинистых нефтей в пластовых условиях/ К.Д. Ашмян, А.С. Емельянова, О.В Ковалева // Технологии повышения нефтеотдачи пластов: Сб. науч тр. ВНИИ. Вып. 133. 2005 - С.44 - 51.

6. Бойко В.С Зырник задач з технологи видобування нафти: Навч. пос. - 1вано- Франктськ: 1ФДТУНГ, 2001. - 4.1. - 134с.

7. Выбор методов (технологий) для реализации комплексной программы работ по предотвращению и удалению АСПО на месторождениях Вала Гамбурцева ОАО «Северная нефть»: информ. Отчет по договору №673/2-03 по выполненым этапам 1-5. - Краснодар: ОАО «РосНИПИтермнефть», 2004. - 484 с.

8. Галикеев Р.М. Расчет температуры насыщения нефти парафином / Р.М. Галикеев, С.А. Леонтьев // Территория Нефтегаз. №6.2010 - С. 82-84.

9. Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика / П. П. Галонский. - М.: Гостоптехиздат, 1955. - 151 с.

10. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти / Гиматудинов Ш. К. - М.: Книга по Требованию, 2012. - 456 с.

11. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина-УППН: учебное пособие / В.Н. Глущенко, М.А. Силин, О.А. Пташко, А.В. Денисова. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 328 с.

12. Глущенко В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия / В.Н. Глущенко, В.Н. Силин. - М.: Интерконтракт Наука, 2009. - 475 с.

13. ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств».

14. ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости насыщением»

15. ГОСТ 26450.2- 85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».

16. ГОСТ 29232-91 «Определение критической концентрации мицеллообразования».

17. ГОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

18. ГОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

19. Гребнев А.Н. Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений Химическими реагентами: дис. ... канд. Хим. Наук: 02.00.13/ А.Н. Гребнев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 215 с.

20. Гусев В.И. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геологофизическими условиями / В.И. Гусев, В.А. Покровский и др. // ОИ. Сер. «Нефтепром. дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - Вып.7(136). - 58с.

21. Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов / А.А. Злобин // Вестник Пермского национального исследовательского политех. ун-та. Геология. Нефтегазовое и горное дело. № 5. 2012. - С. 47-56.

22. Злобин А.А. Исследование методом ЯМР нефтяных парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов / А.А. Злобин, И.Р. Юшков // Вестник Пермского университета. Геология. № 1 (18).2013. - С. 81-90.

23. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков. - Уфа: ООО Изд-во науч.-техн. лит."Монография", 2003. - 302 с.

24. Иванова Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. №1.2011. - С. 268- 284.

25. Каюмов М.Ш. Учет особенностей образования асфальтосмолопа рафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М.Ш. Каюмов // Нефтяное хозяйство. № 3.2006. - С. 4849.

26. Кондрашев А.О. Разработка гидрофобизированного полимерного состава для внутрипластовой водоизоляции низкопроницаемых коллекторов / А.О. Кондрашев, М.К. Рогачев, О.Ф. Кондрашев, С.Я. Нелькенбаум // Инженер- нефтяник. №3.2013. - С. 34-39

27. Коробов Г.Ю. Исследование влияния асфальто-смолистых комп онентов в нефти на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений/ Г.Ю. Коробов, М.К. Рогачёв // Нефтегазовое дело. №3. 2015. -С.162-173.

28. Коробов Г.Ю. Исследование депрессорных свойств асфальтено-смолистых компонентов в нефти / Г.Ю. Коробов // Материалы VII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2014», 19 ноября 2014, г. Уфа. -С. 61-64.

29. Коробов Г.Ю. Исследование процессов адсорбции и десорбции ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве карбонатного коллектора / Г.Ю. Коробов, М.К. Рогачёв // Нефтегазовое дело. №1. 2016. - С.89-100.

30. Коробов Г.Ю. К расчету распределения температуры по стволу добывающей скважины / Г.Ю. Коробов, Е.Н. Устькачкинцев // Тезисы докладов IV Всероссийской конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых» г. Пермь.- 2011. - С.59.

31. Коробов Г.Ю. Оценка влияния дебитов добывающих скважин Шершневского месторождения на глубину выпадения АСПО / Г.Ю. Коробов // Сборник трудов международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2014». 2014. - С. 110 -114.

32. Коробов Г.Ю. Оценка влияния параметров эксплуатации добывающих скважин Шершневского месторождения на глубину выпадения АСПО // Сборник тезисов 68-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ -2014» . 2014. - С. 81.

33. Коробов Г.Ю. Предупреждение образования асфальтосмолопара финовых отложений в системе «пласт-скважина» / Г.Ю. Коробов, М.К. Рогачёв // Успехи современного естествознания. №3. 2016. - С.163-170.

34. Коробов Г.Ю. Распределение температуры по стволу добывающей скважины/ Г.Ю. Коробов, В.А. Мордвинов // Тезисы докладов V Всероссийской конференции «Проблемы разработки

месторождений углеводородных и у рудных полезных ископаемых», 2012. - С. 60-62.

35. Коробов Г.Ю. Распределение температуры по стволу добывающей скважины / Г.Ю. Коробов, В.А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. № 4. 2013. С. 57-59.

36. Коробов Г.Ю., Мордвинов В.А. Распределение температуры по стволу добывающей скважины // Проблемы недропользования: Сборник научных трудов. Часть П/Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». СПб, 2013. С. 219.

37. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от параф иновых отложений / Б.А. Мазепа. -М.: Недра, 1972. -120с.

38. Мазепа Б.А. Роль асфальто-смолистых составляющих нефти в агрегативной активности парафинов / Б.А. Мазепа // Нефтепромысловое дело. Тр. ПермНИПИнефть. Вып.9.1973. - С.190 - 192.

39. Малицкий Е.А. Аналитический метод определения температуры насыщения пластовых нефтей парафином /Е.А. Малицкий// Нефтяная и газовая промышленность. №5.1974. - С.32 - 35.

40. Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: практическое руководство/ А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов, С.В. Суховерхов. - Владивосток: Дальнаука, 2011. - 288 с.

41. Мастобаев Б.Н. Применение химических реагентов для снижения интенсивности запарафинивания магистральных нефтепроводов/ Б.Н. Мастобаев, Э.М. Мовсумзаде, Т.В. Дмитриева // Нефтехимия и нефтепереработка. № 1.2001. - С.30 -33.

42. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. - М., «Энергия», 1973. - С. 83-87.

43. Михеева Е.В. Определение поверхностного натяжения. Расчет молекулярных характеристик исследуемого ПАВ: методические указания к выполнению лабораторных работ по дисциплинам «Поверхностные явления и дисперсные системы» и «Коллоидная химия» / Е.В. Михеева,

Л.С. Анисимова. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - 24 с.

44. Мищенко И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров,

B.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

45. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов. / И.Т. Мищенко. - М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

46. Мордвинов В.А. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев // Нефтяное хозяйство. №7. 2010. - С. 112115.

47. Нгуен Хыу Нян Новый комплексный реагент для улучшения работы газлифтных скважин в условиях разработки месторождений Вьетнама / Нгуен Хыу Нян, М.М. Кабиров // Нефтегазовое дело. №1. 2009

C. 20-25.

48. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев. - М.: Недра, 2000. - 653 с.

49. Рабинович Е.З. Борьба с парафинизацией магистральных нефтепроводов/ Е.З. Рабинович, П.Б. Кузнецов. - ТНТО. Сер. "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. -75с.

50. Рагулин В.А. Изменение температура насыщения угленосных нефтей Башкирии парафином/В.А. Рагулин, С.Ф. Люшин // Нефтепромысловое дело: Тр. БашНИПИнефть. Вып.45.1975-С.127- 131.

51. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. - М: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2006. 295 с.

52. Рогачев М.К. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения / М.К. Рогачев, А.В. Колонских // Нефтегазовое дело. 2009 г. Том 7. No1. С. 56 - 59.

53. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов: учеб. пособие / М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева - Уфа: УГНТУ, 2000. 89 с.

54. Серебренникова О.В. Особенности осадкообразования и состава парафиновых углеводородов осадков нефти Верхнесалатского месторождения/ О.В. Серебренникова, И.В. Прозорова, Т.Л. Николаева и др. // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: Мат. III Всерос. н/п конф. (20-24.09.2004 г.) -Томск: 2004. -С. 193 - 197.

55. Татьянина О.С. Исследование эффективности реагентов, предуп реждающих образование парафиновых отложений: Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. 2009. С. 341-347.

56. Требин Г.Ф. Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином/ Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, А.В. Савинихина и др.-М.: ВНИИнефть, 1980. -12 с.

57. Требин Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин, Т.М. Обухова. - М.: Недра, 1980. - 583 с.

58. Тронов В.П. Уточнение роли некоторых факторов, влияющих на процесс выпадения твёрдой фазы в потоке / В.П. Тронов // Вопросы бурения скважин и добычи нефти: Тр. ТатНИПИнефть. Вып.5.1964. - С. 223-230.

59. Турбаков М.С. К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважины / М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев,

А.В Лекомцев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №10.2009. - С. 62-65.

60. Турбаков М.С. Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах : Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Турбаков Михаил

Сергеевич; Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». -СПб., 2011. - 20 с

61. Турбаков М.С. Определение температуры насыщения нефти парафином для месторождений Верхнего Прикамья/ М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, А.А. Ерофеев // Нефтяное хоз-во. №8. 2011г. - С. 123-125.

62. Турбаков М.С., Ерофеев А.А. Результаты определения термодинамических условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах Сибирского нефтяного месторождения / М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев // Нефтяное хозяйство. №11.2010. - С. 106-107.

63. Уойлд Дж. Химическая обработка для борьбы с отложениями парафинов (пер. С анг. Клепинин В.) / Дж. Уойлд // Нефтегазовые технологии. №9.2009. - С. 25-29.

64. Фадеев В.Г. Закономерности кристаллизации высокомолекулярных парафинов и формирования АСПО при добыче нефти // Мат.конф. АО "Татнефть" по вопросам борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при добыче нефти 2.04.1999 г. -Альметьевск: 1999. -С.7 - 18.

65. Фахретдинов П.С. Новые регуляторы реологических свойств высокосмолистой нефти / П.С. Фахретдинов, Д.Н. Борисов, Г.В. Романов // Нефтегазовое дело. - №1. 2007. - 10 с.

66. Федоров Е.Е. Количественная оценка влияния электрического поля на кристаллизацию парафина / Е.Е. Федоров // Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений: Респ. межвед. н/т сб. Вып.24.1987. -С.76 - 77.

67. Фокеев В.М. О влиянии смол на температуру начала кристаллизации парафина / В.М. Фокеев // НТС по добыче нефти: Тр.ВНИИ. Вып.2.1959. - С.27-31.

68. Чесноков А.А. Влияние смол на процесс депарафинозации остаточных рафинатов/ А.А. Чесноков, Л.Г. Жердева //ХТТ. №7.1963.-С.23 - 30.

69. Шангараева Л.А. Исследования адсорбционно- десорбционных свойств состава для предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании/ Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Современные проблемы науки и образования. № 6.2012. - С. 146.

70. Hans Jorg Oschrmann New methods for the selection of asphaltenes inhibitors in the field / Hans Jorg Oschrmann // Chemistry in the oil industry. -2002. - pp. 254-255.